1、本文由 edwinjsh 貢獻pdf 文檔可能在WAP端瀏覽體驗不佳。建議您優先選擇TXT,或下載源文件到本機查看。CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010)CGC北京鑒衡認證中心認證技術規范CGC/GF003.1 ：2009 (CNCA/CTS 0004-2010)并網光伏發電系統工程驗收基本要求Basic acceptance requirements for grid-connected PV systems2010-X-XX 發布 2010-X-XX 實施北京鑒衡認證中心發布CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010)目

2、 次 前 言 II 1 范圍 1 2 規范性引用文件 1 3 術語 1 4 并網光伏發電 系統的構成 2 5 檢查和測試的內容 2 6 工程系統文件和合同符合性的檢查 26.1 項目的基本信息 3 6.2 項目基礎文件的檢查 3 6.3 電站設備合同符合性的檢 查 5 7 電氣設備檢查 5 7.1 一般要求 5 7.2 部件質量檢查 5 7.3 標簽與 標識 8 8 土建和支架結構檢查 8 8.1 一般要求 8 8.2 方陣支架 8 8.3 基 礎 9 8.4 光伏方陣場要求 9 9 電氣設備及系統的測試 9 9.1 一般要求 9組件測試求 況 測試ICGC/GF003.1前9.2 保護裝置和

3、等電位體的測試 10 9.3 極性測試 10 9.4 光伏組串電流的測 試 10 9.5 功能測試 11 9.6 光伏方陣絕緣阻值測試 11 9.7 光伏方陣標稱功 率測試 12 9.8 電能質量的測試 12 9.9 系統電氣效率測試 13 9.10 聚光光伏15 10.2 首次檢查16 A.220 A.514 9.11 自動跟蹤系統功能測試 14 10 檢查報告 15 10.1 一般要 15 10.3 定期檢查 15 附錄 A 16 A.1 基本情文件檢查 17 A.3 子系統符合性驗收 18 A.4 并網點電能質量現場 并網光伏發電系統測試報告表 21： 2009(CNCA/CTS 000

4、4-2010)保證應用于光伏系統中的電氣設備安全、可 本規范由全國能源基礎與管理標準化技術委員 本規范由北京鑒衡認證中心歸口。 本規范起草 北京日佳電源有限公司、 北京市計 中國電力科學研究院、 中國科學 院電 保本規范主要起草人： 曹仁賢、張光春、魯延 梁哲、張友權、王言 為提高我國并網光伏發電系統的技術水平， 靠和 穩定的運行，特制定本認證技術規范。 會新能源與可再生能源分技術委員會提出。 單位： 北京鑒衡認證中心、 北京科諾偉業科技有限公司、 科能源新技術開發有限公司、 合肥陽光電源有限公司、 工研究所、 尚德太陽能電力有限公司、 常州天合光能有限公司、 江蘇林洋新能源有限公司、 定天威

5、英利新能源有限公司、中電電氣(上海)太陽能科技有限公司。 許蘭剛、王宗、王賡、王斯成、趙玉文、吳達成、仲繼壽、胡潤青、 武、閆華光、翟永輝、邱第明、蔡建峰、史紅民、葉東嶸、趙為、高佳 新雷、司德亮、劉祖明、昌金銘、趙春江。CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010)II并網光伏發電系統工程驗收基本要求1 范圍 本認證技術規范規定了并網光伏發電系統工程驗收的術語、并網光伏發電系統的構成、 檢查 和測試的內容、 工程系統文件和合同符合性的檢查、 電氣設備檢查、 土建和支架結構檢 查、電氣 設備及系統的測試和檢查報告。 本認證技術規范適用于與低壓配電網和中高壓輸 電網

6、并網的地面光伏發電系統， 包括： 固定 支架和自動跟蹤支架的地面光伏發電系統， 光伏 與建筑一體化（BIPV）發電系統和光伏與建筑結合（BAPV發電系統，以及聚光光伏發電系統。 本規范不適用于交流（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。 2 規范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適 用于 本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。 GB 50009-2001 建筑結構荷載規范 GB 50205-2001 鋼結構工程施工質量驗收規范 GB 50204-2002 混凝土結構工程施工質

7、量驗收規范 GB 50202-2002 建筑地基基礎工程施工質量 驗收規范GB 16895 （所有部分） 建筑物電氣裝置 GB/T 20047.1-2006 光伏（PV組件安全 鑒定 第 1 部分：結構要求 GB/T 20513-2006 光伏系統性能監測 測量、數據交換和分析導則 GB/T 18216（所有部分）交流1000V和直流1500V以下低壓配電系統電氣安全 -防護措施的試 驗、測量或監控設備 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 IEC 61215 ：2005 地面用晶體硅光伏組件設計鑒定和定型 IEC 61646 ：2008

8、地面 用薄膜光伏組件設計鑒定和定型IEC 62108 : 2007聚光光伏（CPV）組件和裝配件設計鑒定和定型 IEC 62446 ： 2009 并網光伏發電系統文件、試運行測試和檢查的基本要求IEC/TR60755:2008保護裝置剩余電流動作的一般要求CNCA/CTS0004-2009 400V以下低壓并網光伏發電專用逆變器技術要求和試驗方法 3 術語 Electrical system efficiency3.1 系統電氣效率系統效率可由下式計算：系統輸出功率與光伏組件在一定條件下產生的電功率之比。n P = POP / PSP光伏組件產生式中：n P 系統電氣效率；POP 系統輸出功率

9、（kW） ； PSP的總功率 （kW）。注：系統電氣效率是可以在短時間內檢查光伏系統設計合理性的一種簡單檢測方式。1CGC/GF003.1： 2009（CNCA/CTS 0004-2010） 3.2 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。3.3 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。 3.4 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。3.5 報告 Reporting 記錄檢查和測試

10、的結果。 3.6 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并網光伏發電系統的構成 低壓配電側并網的光伏系統從功能上主要包括下列子系 統：-光伏子系統：包括光伏方陣、支架、基礎和匯流箱等。-功率調節器：包括并網逆變器和配電設備等。-電網接入單元：包括繼電保護、電能計量等設備。-主控和監視：包括數據采集、現場顯示系統和遠程傳輸和監控系統等。-配套設備：包括電纜、線槽、防雷接地裝置等。 中壓及高壓輸電網并網的光伏電站從功能上主要包括下列子系跟蹤和固定) 、基礎和匯流箱等。 電網接入系統：包括升壓變、繼電保護、 現場顯示系統和遠程傳輸和

11、監控系統等。主控和監視與通信系統是分不開的)功率調節電能計量通 土建工程配套設備：包括電纜、線槽、防雷接地裝置等。統： 光伏子系統：包括光伏方陣、支架 器：包括并網逆變器、配電設備等。 設備等。 主控和監視：包括數據采集、 信系統：通道、交換設備及不間斷電源。 設施：機房、圍欄、道路等。號 竣工檢 光伏系統的檢查 光伏系統的測試 驗 合同要求的技術 技術規格、 數量以及主要性 能進行合同符合性檢查 檢查光伏系51、并網光伏系統檢查內容編 (1) (2) (3) (4) (5)電站設備的合同符合性對光伏系統中各分系統進行必要的測試 驗證報告的一般性要檢查和測試的內容 表 查項目 項目基本信息和文

12、件 證報告 檢查標準和依據 項目的基本信息提供， 檢查項目必須的文件資料及 文件 對光伏系統設備種類、 統各個分系統的功能和質量 求，初始和周期驗證要求6工程系統文件和合同符合性的檢查應提； c)f) 試6.22CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) 6.1 項目的基本信息 作為一般要求， 供以下基本的系統信息。 a) 項目名稱； b) 額定系統峰值功率( kWpDC 或 kVA AC) 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； 運行日期； g) 客戶名稱； h) 安裝地點； i )項目的設計單位； j )項

13、目的施工單位。 項目基礎文件的檢查 基礎文件包括： a) 立項審批文件； b) 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； c) 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； d) 工程承包合 同或具有法律依據的項目中標協議； e) 光伏組件和逆變器的制造商、型號和數量； f) 系 統安裝和運行日期； g) 項目所有設備的采購合同； h) 項目總體設計方案； i) 關鍵部件 (太陽電池組件和并網逆變器)的技術手冊和使用維護手冊； j) 關鍵部件(太陽電池組件 和并網逆變器)的測試報告和認證證書； k)

14、 建設單位編制的工程竣工報告； l) 建設單位 提供的此工程的系統維護手冊。 6.2.1 系統設計和集成信息 系統應有專業的設計單位和集 成單位進行系統的設計和集成，提供的信息如下： a )系統設計和集成單位的名稱； b )系 統設計和集成單位的聯絡人； c )系統設計和集成單位的郵政地址、電話號碼和電子郵件地 址。 6.2.2 工程圖紙 6.2.2.1 一般要求 應提供一份單線接線圖。 該接線圖應標注以下條款 所包含的信息。注：一般情況下，這些信息要標注在單線接線圖上。對于特殊情況，尤其是大型系統的 接線圖位置不夠的情 況下，這些信息可以另外列在一個表格中。6.2.2.2 光伏方陣一般說明

15、工程圖應包括以下方陣設計資料：3組件類型； 組件總數； 組串CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) a) b) c) d) 數量； 每個組串的組件數量。a) 組串電纜規格的尺寸和類。 6.2.2.46.2.2.3 光伏組串信息 工程圖應包括下列光伏組串信息： 型； b) 組串過電流保護裝置的規格(如果有) 、類型和電壓 / 電流等級； c) 阻斷二極管 類型(如果有) 。 6.2.2.4 光伏方陣電氣說明 工程圖應包括下列方陣電氣信息： a) 方陣 主電纜規格，尺寸和類型； b) 方陣接線箱的位置(如適用) ； c) 直流隔離開關類型、位 置和等級(電壓

16、/ 電流) ； d) 方陣過電流保護裝置(如適用) 的類型、位置和等級(電壓 / 電流) 。 6.2.2.5 接地和過電壓保護 工程圖應包括以下接地和過電壓保護信息： a) 接 地連接的詳細信息的尺寸和連接點 , 包括詳細方陣框架等電位連接線的安裝； b) 所有連接到現有的信息系統的防雷保護(LPS) ； c )所有安裝浪涌保護(包括交直流線路)設備的詳根據注：系統其他重要組成部分的規格書也應考慮提供。 提供操作和維護的資料， 至少應包括下列內容： a) 經過驗證的正確的系統 系統故障處理清單； c) 緊急關機 / 隔離程序；細資料， 包括位置、 類型和等級。 6.2.2.6 交流系統 接線圖

17、應包括下列交流系統信息： a) 交流隔離開關位置、類型和等級； b) 交流過電流保護裝置的位置、類型和等級； c) 漏電 保護器的位置、 類型和等級 (如裝有) 。 6.2.3 機械設計 應提供支架系統的數據表和設計 圖紙。 6.2.4 主設備技術規格書 作為基本要求，規格書應提供以下關于系統組成部分的信 息： a) 系統所使用所有類型的組件的規格書根據 IEC61730-1 的要求； b) 系統所使 用的所有類型的逆變器的規格書 注：系統其他重要組成部分的規格書也應考慮提供。 6.2.5 運行和維護信息 操作程序； b)： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) d) e) f)

18、g) 維修和清潔的建議(如有) ； 光伏組件和逆變器的保修文件，包括開始保修日期和保修期； 易損4a) 經過驗證的正確的自 b) 自動跟蹤系統故障處理清單； c) 緊急關機 / 隔離程序； d) 維修 ； e) 自動跟蹤系統用電功率和日最大用電量； f) 自動跟蹤系統的 6.2.6 測試結果 應提供所有測試和調試的數據文 依據合同或投標書，逐項檢查所有電站設備的規格和 3 。 重點檢查下列主要設備： a) 光伏組件、組串和 光伏組串匯流箱的型號、規格和數量； c) 直流配電系 e) 交流配電系統的型號、規格 g) 支架系統的類型 (跟蹤 / 固定) 、CGC/GF003.1 光伏方陣的維護文件

19、； 件表。如是自動跟蹤型系統或聚光光伏系統，至少應提供如下文件： 動跟蹤系統操作程序； 和清潔的建議 (如有) 保修文件，包括開始保修日期和保修期。 件。 6.3 電站設備合同符合性的檢查 數量，并做詳細記錄，記錄表格見附件 光伏方陣的型號、規格和數量； b) 統的型號、規格和數量； d) 逆變器的型號、規格和數量； 和數量； f) 升壓變壓器和電網接入系統的型號和規格； 型號和材質； h) 電站監控系統的型號和功能。 7 電氣設備檢查說明與安裝是 在額定情況下所 流下能夠穩定工 根據 GB/T7.1 一般要求 在安裝期間必須檢查關鍵電氣設備的子系統和部件， 對于增設或更換的現 有設備，需要檢

20、查 其是否符合 GB/T 16895 標準，并且不能損害現有設備的安全性能。 首次 和定期檢查要求由專業人員通過專業設備來完成。 7.2 部件質量檢查 7.2.1 一般要求 通過 目測和感知器官檢查電氣設備的外觀、 結構、標識和安全性是否滿足GB/T 16895 要求。 7.2.2b)直流系統檢查 直流系統的檢查，至少包含如下項目： a) 直流系統的設計、 否滿足 GB/T 16895.6 要求， 特別是滿足 GB/T 16895.32:2008 要求； 有直流元器件能夠持續運行， 并且在最大直流系統電壓和最大直流故障電 作 (開路電壓的修正值是根據當地的溫度變化范圍和組件本身性能確定；5CG

21、C/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) 16895.32:2008 規定，故障電流為短路電流 的 1.25 倍)； c) 在直流側保護措施采用 II 類或等同絕緣強度( GB/T 16895.32:2008 類安 全)； d) 光伏組串電纜， 光伏方陣電纜和光伏直流主電纜的選擇與安裝應盡可能降低接地 和短路時 產生的危險( GB/T 16895.32:2008 )； e) 配線系統的選擇和安裝要求能夠抵抗外 在因素的影響，比如風速、覆冰、溫度和太陽輻射 (GB/T 16895.32:2008 )； f) 對于沒有 裝設過電流保護裝置的系統： 組件的反向額定電流

22、值 (Ir) 應大于可能產生的反向 電流，同 樣組串電纜載流量應與并聯組件的最大故障電流總和相匹配； g) 若裝設過電流保護裝置的 系統： 應檢查組串過電流保護裝置的匹配性， 并且根據 GB/T 16895.32:2008 關于光伏組件保 護說明來檢查制造說明書的正確性和詳細性； h) 直流隔離開關的參數是否與直流側的逆變 器(GB/T 16895.32:2008)相匹配；i )阻塞二極管的反向額定電壓至少是光伏組串開路電壓 的兩倍 (GB/T 16895.32:2008)； j) 如果直流導線中有接地，應確認在直流側和交流側設置的分離裝置，避免電氣設備腐蝕。最大系統電壓是建立在組串 / (V

23、oc) 與電壓溫度系數及光照輻射變化有關。 最大故障 (Isc) 與電流溫度系數及光照輻射變化有 2：組件生產商一般不提供組件反向額定電流(Ir) 值，該值倍。 注 3 ：根據 IEC 61730-1 標準要求由生產商提供組件a )光伏組件必須選 b )材料和元件應 驗收程序； c )注 1 ：檢查直流系統需要依據最大系統電壓和電流。 方陣設計之上的，組件開路電壓 電流是建立在組串 / 方陣設計之上的，組件短路電流 關 (GB/T 16895.32:2008) 。 注 視為組件額定過電流保護的 1.35 額定過電流保護值。太陽光伏組件的檢查應包括如下項目：7.2.2.1 太陽光伏組件檢查用按l

24、EC 61215,IEC 61646或IEC61730的要求通過產品質量認證的產品； 選用符合相應的圖紙和工藝要求的產品，并經過常規檢測、質量控制與產品 組件產品應是完整的，每個太陽電池組件上的標志應符合IEC 61215或IEC 61646中第4章 的開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和電路連接指 匯流箱 匯流箱檢查應包括如下項目： a )產品質量應安全可靠，通過相關產 b) 室外使用的匯流箱應采用密封結構，設計應能滿足室外使用要求； c )采 d )采用絕緣高分子材料加工的，所選用材料應有良好的 材質證明書等相關技術資料； e )匯流箱接線端子設計應有防松動零件， 對既

25、導電又作緊固用的 緊固件， 應采用銅質零 以及接線端子與匯流箱接地端絕緣電阻應不e ) 對于 認證的 并經過常規檢測、 質量控制 與 組件產品應是完整的， 每個聚光光伏組件上的標志應額定輸出功率 (或電流)、要求，標注額定輸出功率(或電流) 、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附 帶制造商的貯運、 安裝和電路連接指示； d) 組件互連應符合方陣電氣結構設計； 聚光型光伏發電系統，聚光光伏型組件必須要選用按 IEC62108 的要求通過產品質量 產品； 材料和元件應選用符合相應的圖紙和工藝要求的產品， 產品驗收程序。 額定工作電壓、 示。 7.2.2.2 品質量認證； 用金屬箱體的匯

26、流箱應可靠接地； 耐候性， 并附有所用材料的說明書、 應能保證電纜線可靠連接， 件； f ) 各光伏支路進線端及子方陣出線端， 小于1血6檢查 b )直流 c )直流 固用的 a )連CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) (DC500V) 。 7.2.2.3 直流配電柜檢查 在 較大的光伏方陣系統中應設計直流配電柜， 將多個匯流箱匯總后輸出給并網逆變器柜， 項目應包括如下： a )直流配電柜結構的防護等級設計應能滿足使用環境的要求； 配電柜應進行可靠接地，并具有明顯的接地標識，設置相應的浪涌吸收保護裝置； 配電柜的接線端子設計應能保證電纜線可靠連接， 應

27、有防松動零件， 對既導電又作緊 緊固件，應采用銅質材料。 7.2.2.4 連接電纜檢查 連接電纜檢查應包括如下項目： 接電纜應采用耐候、耐紫外輻射、阻燃等抗老化的電纜；b )連接電纜的線徑應滿足方陣各自回路通過最大電流的要求，以減少線路的損耗；c )電纜與接線端應采用連接端頭，并且有抗氧化措施，連接緊固無松動。 7.2.3 觸電保護和接地檢查 觸電保護和接地檢查，至少 應該包括如下內容：a) B類漏電保護：漏電保護器應確認能正常動作后才允許投入使用；b)為了盡量減少雷電感應電壓的侵襲，應可能地減少接線環路面積；c) 光伏方陣框架應對等電位連接導體進行接地。 等電位體的安裝應把電氣裝置外露的金屬

28、及 2 可導電部分與接地 體連接起來。所有附件及支架都應采用導電率至少相當于截面為35mm銅導線導電率的接地材料和接地體相連，接地應有防腐及降阻處理；d )光伏并網系統中的所有匯流箱、交直應選用通過認證的產流配電柜、并網功率調節器柜、 電流橋架應保證可靠 接地，接地應有防腐及降阻處理。 7.2.4 交流系統檢查 光伏系統交流部分的檢驗， 至少包含下列項目： a) 在逆變器的交流側應有絕 緣保護； b) 所有的絕緣和開關裝置功能正常； c) 逆變器保護。 7.2.4.1 并網逆變器檢查 逆變器是電站的主要設備， 逆變器質量的好壞直接影響電站的運行， 品。 7.2.4.2 交流配電柜檢查 交流配電

29、柜是指在光伏系統中實現交流 /交流接口、 部分主控 和監視功能的設備。 交流配電設 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。 交流配電設備主要特征參數包括： 標稱電壓、 標稱電流。 7.2.4.3 自動跟蹤系統檢查 自動跟蹤系統的檢查， 至少包含如下項目： a) 自動跟蹤系統的導線應具備防護措施； b) 自 動跟蹤系統在電源停電或控制失效時，方陣可手動調整為正向朝南位置；7CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) c)自動跟蹤系統在風速超過最大允許風速逆變設備應有主 測量顯示參數至 態指示顯示逆變時，方陣可自動調整為水平方向。 7.2.5 系

30、統運行檢查 7.2.5.1 測量顯示 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。 少包括直流輸入電壓、輸入電流、交流輸出電壓、輸出電流、功率因數；狀 設備狀態(運行、故障、停機等) 。 顯示功能：顯示內容為直流電流、直流電壓、直流功率、交流電壓、交流電流、交流頻率、 功率因數、交流發電量、系統發電功率、系統發電量、氣 溫、日射量等。 狀態顯示主要包括運行狀態、異常狀態、解列狀態、并網運行、應急運行、 告警內容代碼等。 7.2.5.2 數據存儲與傳輸 并網光伏發電系統須配置現地數據采集系統， 能夠采集系統的各類運行數據，并按規定的協議通過GP RS/CDMA無線通

31、道、電話線路或Internet 公眾網上傳。 7.2.5.3 交(直)流配電設備保護功能 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) ； c) 漏電保 護功能。 7.3 標簽與標識 光伏系統標簽與標識的檢查，至少包含如下項目： a) 所有的電 路、開關和終端設備都必須粘貼相應的標簽； b) 所有的直流接線盒(光伏發電和光伏方陣 接線盒) 必須粘貼警告標簽， 標簽上應說明光伏 方陣接線盒內含有源部件， 并且當光伏逆變 器和公共電網脫離后仍有可能帶電； c) 交流主隔離開關要有明顯的標識； d) 雙路電源供 電的系統，應在兩電源點的交匯

32、處粘貼警告標簽； e) 應在設備柜門內側粘貼系統單線圖； f) 應在逆變器室合適的位置粘貼逆變器保護的設定細節的標簽；g) 應在合適位置粘貼緊急關機程序； h) 所有的標志和標簽都必須以適當的形式持久粘貼在設備上。 8 土建和支架結構 檢查8.1一般要求 光伏子系統可設計成滿足系統年電量輸出平均值或峰值要求， 其大小既可 定負載確定，也可根據某一普通負載范圍及包括系統性能價格比等在內的 至少應該滿足以下要求：根據所需滿足的特 系統優化結果確定。b)土建和支架結構應該滿足當地環境的要求；8.2 方陣支架8CGC/GF003.1 ： 2009(CNCA/CTS 0004-2010) 方陣支架可以是

33、固定的或間斷 系統設計時應為方陣選擇合適的方位， 光組件 境情況下， 可考慮在正南± 20°內調整設計。 樹木陰影的遮擋，各陣列間應有足夠間距， 傾角的最佳選擇取決于諸多因素， 如： 比例、負載供電要求和特定的場地條件等。 方陣場狀況、光伏組件規格等，保證光伏 用多種形式，如地面、屋頂、建筑一體化等。屋頂、建筑一體化的安裝 荷能力， 工程設計應符合相關建筑標準要求。 設計應保證光伏組件與支架連接牢固、可靠， 0.6m，考慮站點環境、氣象條件，可適當調整。 長期室外使用要求。 光伏組件和方陣使用的緊固 件或具有足夠強度的其它防腐材料。 鋼結構的支架應遵循鋼結構工程施工質量驗收

34、規范 (GB50205-2001) 8.3 基礎 對于安裝在地面方陣基礎應符合 GB 50202-2002 的要求。 對 于安裝在建筑物屋頂的基礎除應符合 GB 50202-2002 的要求外， 還應該符合 GB50009-2001a )土建和支架結構應該滿足設計強度的要求； c )土建和支架結構應該滿足相關標準的要求。/ 連續可調的， 般應面向正南； 在為避免遮擋等特定地理環 光伏陣列安裝位置的選擇應避免其它建筑物或 以 保證光伏陣列不相互遮擋。 固定式方陣安裝地理位置、 全年太陽輻射分布、 直接 輻射與散射輻射 方陣支撐結構設計應綜合考慮地理環境、 風荷載、 方陣的牢固、安全和可靠。 光伏

35、子系統安裝可采 形式應考慮支承面載地面安裝的光伏方陣支架宜采用鋼結構， 支架 底座與基礎連接牢固，組件距地面宜不低于 方陣支架鋼結構件應經防銹涂鍍處理，滿足 件應采用不銹鋼件或經表面涂鍍處理的金屬各方陣間應有足夠間距， 對于安裝 在 900mm 對于安裝光伏方陣場應配備相應的相關要求。 8.4 光伏方陣場要求 方陣場的選擇應避免陰影影響， 應保證冬至時的上午 9 時至下午 3 時之間光伏組件接受太陽直射光無陰影遮擋。 在地面的光伏系統， 方陣場應夯實表面層， 松軟土質的應增加夯實， 對于年降水量 以上地區， 應有排水設施， 以及考慮在夯實表面鋪設砂石層等， 以減小泥水濺射。 在地面或屋頂的光伏

36、系統， 應考慮周圍環境變化對光伏方陣的影響。 的防火設施。 9 電氣設備及系統的測試GB 組9.1 一般要求 電氣設備的測試必須符合 GB16895.23-2005-T 的要求。 測量儀器和監測 設備及測試方法應參照 GB/T18216 的相關部分要求。如果使用另外的設備代 替，設備必須 達到同一性能和安全等級。 在測試過程中如發生不合格， 需要對之前所有項目逐項重新測試。 在適當的情況下應按照下面順序進行逐項測試：a）交流電路的測試必須符合 16895.23-2005-T 要求； b ）保護裝置和等勢體的連接匹配性測試； c ）極性測試； d ） 串開路電壓測試；e ）組串短路電流測試；f

37、）功能測試；g ）絕緣電路的直流電阻的測試。 按一定方式串聯、并聯使用的光伏組件 I-V 特性曲線應具有良好的一致性，以減小方陣組合 損9CGC/GF003.1 ： 2009（CNCA/CTS 0004-2010） 失；優化設計的光伏子系統組合損失應不大 于 8%。（依據的標準） 9.2 保護裝置和等電位體的測試 保護或聯接體應可靠連接。 9.3 性測試 應檢查所有直流電纜的極性并標明極性，確保電纜連接正確。注：為了安全起見和預防設備損壞，進行極性測試應在進行其他測試和開關關閉或組串 過流保護裝置接入前 進行。在穩5%范圍內）。對于采用多個儀表， 一應測量每個光伏組串的開路電壓。在對開路電壓測

38、量之前，應關閉所有的開關和過電流 保護 裝置（如安裝） 。 測量值應與預期值進行比較， 將比較的結果作為檢查安裝是否正確的 依據。 對于多個相同的 組串系統， 應在穩定的光照條件下對組串之間的電壓進行比較。 定的光照條件下這些組串電 壓值應該是相等的（在穩定光照情況下，應在 非穩定光照條件， 可以采用以下 方法：a） 延長測試時間；b）個儀表測量一個光伏組串；c） 使用輻照表來標定讀數。或者絕緣等級低，注：測試電壓值低于預期值可能表明一個或多個組件的極性連接錯誤， 或者導管和接線盒 有損壞或有積水；高于預期值并有較大出入通常是由于接線錯誤引起。組串短路電流的測試是有相應的測試程 測量值必須與預

39、期值作比較。對于多個相 之間的電流應該進行比較。 在穩定的光照 情況下，應在 5 %范圍內）。 對于非 b） 可采用多個儀表，一個儀表測 短路電流測試步驟 a ）確保所有 b ）短路電流可以用鉗 測量值必須同預期值作比較。 該分別進行比較。 這些組串電9.4 光伏組串電流的測試 9.4.1 一般要求 光伏組串電流測試的目的是檢驗光伏方陣的 接線是否正確， 該測試不用于衡量光伏組串 / 方陣 的性能。 9.4.2 光伏組串短路電流的測 試 用適合的測試設備測量每一光伏組串的短路電流。 序 和潛在危險，應以下面要求的測試步驟進行。 同的組串系統并且在穩定的光照條件下， 單個組串 條件下這些組串短路

40、電流值應該是相同的（在穩定光照5%范圍內）。 對于非穩定光照條件下，可以采穩定光照條件，可以采用以下方法： a） 延長測試時間； 量一個光伏組串； c） 使用輻照表標定當前讀數。 9.4.2.1 光伏組串是相互獨立的并且所有的開關裝置和隔離器處于斷開狀態； 型電流表和同軸安培表進行測量。 9.4.3 光伏組串運轉測試 對于多種相同組串的系統， 在穩定光照輻射情況下， 各組串應 流值應該是相同的（在穩定光照情況下，應在 用以下方法：10CGC/GF003.1 ： 2009（CNCA/CTS 0004-2010） a） 延長測試時間； b） 測試采用多個儀表， 一個儀表測量一個光伏組串； c） 使

41、用輻照表來標定當前的讀數。 9.5 功能測試 功能測試按照如下步驟執行： a） 開關設備和控制設備都應進行測試以確保系統正常運行； 逆變器進行測試,以確保系統正常的運行。測試過程應該由逆變器供應商來提供； 故障測試過程如下： 交流主電路隔離開關斷開光伏系統應立即停止運行。 流隔離開關應該重合閘使光伏系統恢復正常的工作狀態。b）c）在此之后，應對電網交注：電網故障測試能在光照穩定的情況下進行修正,在這種情況下,在閉合交流隔離開 關之前,負載盡可能 的匹配以接近光伏系統所提供的實際功率。9.6 測試時限制非授權人員進入工作區； 測試裝置應具有自動放電的能力； 注： 對于某些系統安裝, 對干燥時的測

42、試結果存9.6.2 測試方法 9.6.2.1 可以采用下列兩種測試方法： 極對地的絕緣電阻,然后測試方陣正極對地的絕緣電阻。 極與負極短路時對地的絕緣電阻。 可以選擇做如下兩種測試： 之間做絕緣測試。 9.6.2.3 接地體之間進行絕緣測 試。注 1 ：凡采用 9.6.2.1b 極和負極短路。 注 2：指定的測試步驟要保證峰值電壓不能超過組件或電纜額定值。9.6.3 測試過程 在開始測試之前： 禁止未經授權的人員進入測試區, 從逆變器到光伏方陣的電氣連接必須斷開。962.1b）測試方法2中，若采用短路開關盒時，在短路開關閉合之前,方陣電纜應安全地 連接到短路開關裝置。 采用適當的方法進行絕緣電

43、阻測試,測 量連接到地與方陣電纜之間的絕緣電阻,具體見表 1。 在做任何測試之前要保證測試安全。 保證系統電源已經切斷之后,才能進行電纜測試或接觸任何帶電導體。11CGC/GF003.1 ： 2009（CNCA/CTS 0004-2010） 表 1 絕緣電阻最小值 測試方法 測試方法 1 系統電壓（V） 120 < 600 < 1000 120 測試方法 2 < 600 < 1000 測試電壓（V） 250 500 1000 250 500 1000 最小絕緣電阻（M Q ） 0.5 1 1 0.5 1 19.7 光伏方陣標稱功率測試 現場功率的測定可以采用由第三方檢測

44、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, 抽檢比例一般不得低于 30%。 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 a）、b）、c）、e）項的校正。 過現場測試電站直流側的工作電壓和工作電流 到的電站實際輸出功率轉換到峰值功率,需要做如 下 6 項的校正, 以確保公正： 按照線性法進行校正。 b） 溫度校正： 功率下降千分之二計算 （晶體硅按照 陽電池組件串并聯后會有組合損失, 在 5以內。 d） 最大功率點校正： 與功率曲線對比進行校正； 對于帶有 此項校正； e ）太陽電池朝向校正

45、： 如果有不同朝向的太陽電池接入同一 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：光伏方陣絕緣阻值測試9.6.1 一般要求 光伏方陣應按照如下要求進行測試：b） 不得用手直接觸摸電氣設備以防止觸電； c）d） 在測試期間應當穿好適當的個人防護服 / 設備。 例如大型系統絕緣安裝出現事故或懷疑設備具有制造缺陷或a）絕緣有疑問,可以適當采取測試濕方陣,測試程序參考 測試方法 9.6.2.1 可以采用下列兩種測試方法： a ）測試方法 1 先測試方陣負 b ）測試方法 2測試光伏方陣正 9.6.2.2 對于方陣邊框沒有接地的系統 （如有 II 類絕緣）, a ）在電纜與大地之間做絕緣

46、測試。 b ）在方陣電纜和組件邊框 對于沒有接地的導電部分 （如： 屋頂光伏瓦片） 應在方陣電纜與ASTMStd E 2047。）測試方法 2，應盡量減少電弧放電，在安全方式下使方陣的正開。 9.6.2.1如果沒有“太陽電池方陣測試儀” ，也可以通 得出電站的實際直流輸出功率。 為了將測試得 下所有項目的校正。 測試后應當進行如 在非標準條件下測試應當進行光強校正， 光強 oC， 太 制a） 光強校正：結溫一般估計為60 oC,按照高于25 oC時每升高1 千分之五計算） ，合計下降 7。 c） 組合損失校正： 應當進行組合損失校正, 太陽電池的組合損失應當控 工作條件下太陽電池很難保證工作在

47、最大功率點,需要太陽電池最大功率點跟蹤 （MPPT裝置的系統可以不做 不同的太陽電池朝向具有不同的功率輸出和功率損失, 臺逆變器的情況下,需要進行此項校準。 9.8 電能質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12CGC/GF003.1 ： 2009（CNCA/CTS 0004-2010） 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 相電壓不平衡度 直流分量 是否存在電壓波動與閃變事件 A

48、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 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 注: 測試時應注意區別電能質量參數的偏差是屬于電網原有偏差還是光伏系統并網之后產生 的 偏差.電能質

49、量指標的判定依據按照GB/T19939的要求執行。是否9.9 系統電氣效率測試 9.9.1 一般要求 光伏系統電氣效率應按照如下要求進行測試： a） 測試時限制非授權人員進入工作區； b） 不得用手直接觸摸電氣設備以防止觸電； 2 c） 系統電氣效率測試應在日照強度大于 500W/m 的條件下進行； d） 在測試期間應當穿好適當 的個人防護服 /設備。注：當光伏組件安裝為一定的傾角時， 日照強度測試裝置應與組件保持統一的傾斜角度。9.9.2 測試方法13CGC/GF003.1 ： 2009（CNCA/CTS 0004-2010） 光伏系統電氣效率應按照如下步驟進行測 試： a） 首先用標準的日

50、射計測量當前的日照強度； b） 在測量日照強度的同時，測量并網 逆變器交流并網點側的交流功率；c ） 根據光伏方陣功率、 日照強度及溫度功率系數， 根據計算公式，可以計算當時的光伏方陣的產生功率；d）根據3.1可計算出系統的電氣效率。9.10 聚光光伏組件測試 對于聚光光伏系統，現場應進行聚光光伏組件偏軸光斑損傷測試， 測試方法見 IEC62108 條 款 10.14 。 9.11 自動跟蹤系統功能測試 對于自動跟蹤型光伏發 電系統以及聚光光伏發電系統， 現場應進行動作功能測試和跟蹤精度 測試。 9.11.1 動作功 能測試 測試內容包括： a） 高度角方向手動模式動作測試 將追日系統切換至手

51、動工作模式。 在手動模式下通過相應的機構調整高度角。測試過程中重 點確認相關機構的振動和有效傳動，并確認高度角運行范圍是否滿足追日系統規格書中所定義的范圍。 b） 方位角方向手動e） 通斷20 分鐘后再 在追日系統跟蹤時間段內，手動方式 20 分鐘后再開啟主電源，測試追日系統采用光電二極管或 CCD 等檢測系統直接測 2當采用戶外自然光來進行測試時， 直接 的準確跟蹤全范圍內進行。 連續兩周的 考慮組合載荷為相當于 20m/s 風速情模式動作測試 將追日系統切換至手動工作模式。 在手動模式下通過相應的機構調整方位角。 測試過程中重 點確認相關機構的振動和有效傳動， 并確認方位角運行范圍是否滿足

52、追日系統 規格書中所定義的 范圍。 c） 獨立機械限位手動模式動作測試 一般情況下要求追日系統配 置獨立的機械限位單元。 在手動模式下， 分別測試高度角和方位 角方向上的獨立機械限位 單元的工作狀態。 機械限位單元功能正常與否的判斷依據是相應的過載 保護裝置是否正常啟 動。 d） 自動模式動作測試 將系統地點和日期分別設定為當地和設備商需要設定當時對應時 間。 將追日系統切換至自動 工作模式。使追日系統運行一整天，測試運行狀況。 電測試 將系統切換至自動工作模式。 在追日系統跟蹤時間段內，切斷主電源 開啟主電源，測試追日系統是否能運轉 至正確位置。 改變跟蹤器方位角和高度角位置，然后切斷主電源

53、 是否能運轉至正確位置。 9.11.2 跟蹤精度測試 量追日系統組件平面相對于陽光光線的位置偏差。正常日照強度不應低于 500W/m ，測試將在追日系統 最大追日偏差不得超過± 3°。 以上追日精度測試時，況下的靜止載荷。該靜止載荷以14CGC/GF003.1 ： 上。 10 檢查報告10.1 一般要求 稱，地址等)； b) 員姓名及日期。2009(CNCA/CTS 0004-2010) 外加負載形式均勻的安裝固定在追日系統檢測過程完成后，應提供檢驗報告。包括如下內容： 電路檢查和測試清單； c) 檢查報告； d) 檢測報告以附錄 A 為標準。 10.2 首次檢查a) 系統信息(名 電路的測試結果； e) 檢查人 首次檢查報告應該包含設計單 查和現場檢測的報告。 首次 使用和操作頻率及維修 質量位、施工單位和檢查單位的相關信息及系統中各單元部件的檢 檢查報告應明確復檢時間。 復檢應該考慮到設施和設備的類型、 和其他外在因素對他們的影響。 10.3 定期檢查 根據本技術規范第 5 章要求對現有設備進行 定期檢驗，并參考之前定期檢驗發生的問題和建 議。 定期檢驗報告應該包括任何故障和要 求修理或改進的建議 (如： 系統的升級以符合當前標準)15CGC/GF003.