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来源: 发布时间:2018-11-01 浏览:


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光伏发电项目检验、验收实施细则
 
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一、365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注根据河北省发改委、河北省扶贫办《关于落实光伏扶贫整改方案的通知》和《关于国家脱贫攻坚巡回检查对河北省反馈问题的整改方案》的精神,为更好的配合政府对已建光伏扶贫电站项目和在建光伏扶贫电站项目进行专业化的检验、验收以及对拟建光伏扶贫项目的监管,组织省内专家和专业权威人员、结合光伏行业内多年实践经验印制本实施细则。
二、按照河北省发改委和扶贫办的要求对已建和在建光伏扶贫项目进行全面检验验收。对拟建项目从项目前期进行检验,实现项目全程监管。
三、严格区分项目验收和检验。坚决杜绝以检代验。检测由具有CMA认证资质的检测企业实施。验收由365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注根据检测结果、并依据验收规范组织实施。
四、项目验收。
1、协会组织成立与光伏扶贫电站项目各专业对应的验收专家库。项目验收前由协会和建设方随机抽取库内专家组成项目验收小组,对项目实施验收。
2、验收严格执行365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注印制的《皇冠365体育投注》。
五、检验检测。
1、协会组织具有CMA认证资质的河北桑莱特检测技术服务有限公司和英利能源(中国)有限公司英利实验室、河北省计量院联合成立光伏扶贫电站设备、工程质量检测中心,负责对项目进行检验检测。其他具有CMA资质的检测公司对项目进行检测时,检测前到365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注备案。
2、检验检测严格执行365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注印制的《光伏发电系统验收测试技术规范》和《光伏发电系统验收测试必检目录》。
附件一、365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注印制的国家《分布式光伏扶贫发电项目验收规范》。
附件二、365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注印制的国家《光伏发电系统验收测试技术规范》。
附件三、365体育投注 简体版_365体育投注联系电话_皇冠365体育投注印制的国家《光伏发电系统验收测试检验检测项目》。
六、本资料解释权归属河北可再生能源产业协会。
 
 
 
 

目     录

 

 
分布式光伏扶贫发电项目验收规范.............................................................................................1
                  
光伏发电系统验收测试技术规范.................................................................................................12
 
光伏发电系统验收检验检测项目.................................................................................................27
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
分布式光伏扶贫发电项目验收规范
 
Acceptance specification for distributed photovoltaic power generation projects
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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分布式光伏扶贫发电项目验收规范
1、范围
为更好地指导和规范分布式光伏发电的项目验收,特制定本规范。本规范适用于分布式光伏发电项目,在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后,对项目进行整体的验收。本规范亦适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目,以及除户用光伏应用以外,包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。
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,仅所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
GB50794《光伏发电站施工规范》
GB50797《光伏电站设计规范》
GB50026《工程测量规范》
GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》
GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》
GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》
GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》
GB50207《屋面工程质量验收规范》
GB50217《电力工程电缆设计规范》
GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》
GB50057《建筑物防雷与设计规范》
GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》
GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》
GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》
GB/T50796《光伏发电工程验收规范》
GB/T50319《建设工程监理规范》
DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》
DL/T5434《电力建设工程监理规范》
CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》
3、术语和定义
下列术语和定义适用于本规范。
3.1分布式光伏发电项目
接入电网电压等级35千伏及以下,且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦,在建且在本地区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。
3.2光伏连接器
用在光伏发电系统直流侧,提供连接和分离功能的连接装置。
4、验收组织及流程
4.1项目验收由政府主管部门组织安排,项目单位配合,验收专家组负责执行。
4.1.1项目单位的组成应符合下列要求:
1)对于非户用项目,项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和业主单位应派代表共同参加。
2)对于户用项目,项目投资方、实施方、运维方和业主应派代表共同参加。
4.1.2验收专家组的组成应符合下列要求:
应至少包含三名成员,原则上应邀请电网公司参加。
成员宜涵盖光伏系统、电气及接入、土建安装和运维等领域。
3)验收组长应由所有成员共同选出,负责主持项目验收。
4.2验收专家组首先听取项目单位的项目汇报,并检查项目是否符合前置要求,此后对项目进行实地检查及资料审查,针对验收中存在的问题与项目单位逐一确认后,形成书面验收意见。
4.2.1实地检查和资料审查中,验收专家组应对所有必查项逐条检查,如不符合相应要求,则验收结论为不合格。
本规范中列出的检查项,除非特别标注,均为必查项。
2)不合格的必查项应在验收意见中明确列出,并提出整改意见,对于无法整改的给予事实披露。
4.2.2实地检查和资料审查中,验收专家组如发现不符合相应要求的备查项,应在验收结论中明确列出,并提出整改意见,对于无法整改的给予事实披露。
4.2.3实地检查和资料审查中,验收专家组如发现实施到位符合要求的加分项,应在验收结论中明确列出,并给出特点说明。
4.2.4书面验收意见应有验收专家组全体成员签字。
5、非户用项目验收
5.1前置要求
专家组若发现项目存在以下情况,则不予验收:
1)临时建筑。
2)生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑(详见表3)。
3)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑(详见表4)。
4)有大量粉尘、热量、腐蚀气体、油烟等影响的建筑。
5)屋面整体朝阴或屋面大部受到遮挡影响的建筑。
6)与屋顶业主因项目质量存在纠纷。
7)其它根据相关标准规定不能安装屋顶分布式光伏发电项目的建筑。
5.2土建部分
5.2.1混凝土基础、屋顶混凝土结构块或承压块(异形块)及砌体应符合下列要求:
外表应无严重的裂缝、蜂窝麻面、孔洞、露筋情况。
所用混凝土的强度符合设计规范要求。
砌筑整齐平整,无明显歪斜、前后错位和高底错位。
与原建(构)筑物连接应连接牢固可靠,连接处做好防腐和防水处理,屋顶防水结构未见明显受损。
配电箱、逆变器等设备壁挂安装于墙体时,墙体结构荷载需满足要求。
如采用结构胶粘结地脚螺栓,连接处应牢固无松动。
预埋地脚螺栓和预埋件螺母、垫圈三者匹配配套,预埋地脚螺栓的螺纹和螺母完好无损,安装平整、牢固、无松动,防腐处理规范。(该项为备查项)
屋面保持清洁完整,无积水、油污、杂物,有通道、楼梯的平台处无杂物阻塞。(该项为加分项)
5.2.2光伏组件与组件方阵
5.2.2.1现场检查应符合下列要求:
组件标签同认证证书保持一致。
组件安装按设计图纸进行,组件方阵与方阵位置、连接数量和路径应符合设计要求。
组件方阵平整美观,平面和边缘无波浪形。
5.2.2.2光伏组件不得出现破碎、开裂、弯曲或外表面脱附,包括上层、下层、边框和接线盒。
5.2.2.3光伏连接器应符合下列要求:
外观完好,表面不得出现严重破损裂纹。
接头压接牢固,固定牢固,不得出现自然垂地的现象。
不得放置于积水区域。
不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。
5.2.3光伏支架应符合下列要求:
外观及防腐涂镀层完好,不得出现明显受损情况。
采用紧固件的支架,紧固应牢固,不得出现抱箍松动和弹垫未压平现象。
支架安装整齐,不得出现明显错位、偏移和歪斜。
支架及紧固件材料防腐处理符合规范要求。
5.2.4电缆
5.2.4.1电缆外观与标识应符合下列要求:
外观完好,表面无破损,重要标识无模糊脱落现象。
电缆两端应设置规格统一的标识牌,字迹清晰、不褪色。
5.2.4.2电缆敷设应符合下列要求:
电缆应排列整齐和固定牢固,采取保护措施,不得出现自然下垂现象;电缆原则上不应直接暴露在阳光下,应采取桥架、管线等防护措施或使用辐照型电缆。
单芯交流电缆的敷设应严格符合相关规范要求,以避免涡流现象的产生,严禁单独敷设在金属管或桥架内。
双拼和多拼电缆的敷设应严格保证路径同程、电气参数一致。
4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处,均应采用防火材料封堵。各类配电设备进出口处均应密封性好。
5.2.4.3电缆连接应符合下列要求:
应采用专用的电缆中间连接器,或设置专用的电缆连接盒(箱)。
当采用铝或铝合金电缆时,在铜铝连接时,应采用铜铝过渡接头。
直流侧的连接电缆,采用光伏专用电缆。
5.2.5桥架与管线
桥架与管线应符合下列要求:
布置整齐美观,转弯半径应符合规范要求。
桥架、管线与支撑架连接牢固无松动,支撑件排列均匀、连接牢固稳定。
屋顶和引下桥架盖板应采取加固措施。
桥架与管线及连接固定位置防腐处理符合规范要求,不得出现明显锈蚀情况。
屋顶管线不得采用普通PVC管。
5.2.6汇流箱
汇流箱应符合下列要求:
应在显要位置设置铭牌、编号、高压警告标识,不得出现脱落和褪色。
箱体外观完好,无形变、破损迹象。箱门表面标志清晰,无明显划痕、掉漆等现象。
箱体门内侧应有接线示意图,接线处应有明显的规格统一的标识牌,字迹清晰、不褪色。
箱体安装应牢固可靠,且不得遮挡组件,不得安装在易积水处或易燃易爆环境中。
箱内接线牢固可靠,压接导线不得出现裸露铜丝,箱外电缆箱外电缆不应直接暴露在外。
箱门及电缆孔洞密封严密,雨水不得进入箱体内;未使用的穿线孔洞应用防火泥封堵。
箱体宜有防晒措施。(该项为加分项)
5.2.7光伏并网逆变器
5.2.7.1标识与外观检查应符合下列要求:
应在显要位置设置铭牌,型号与设计一致,清晰标明负载的连接点和直流侧极性;应有安全警示标志。
外观完好,不得出现损坏和变形,无明显划痕、掉漆等现象。
有独立风道的逆变器,进风口与出风口不得有物体堵塞,散热风扇工作应正常。
所接线缆应有规格统一的标识牌,字迹清晰、不褪色。
5.2.7.2安装检查应符合下列要求:
应安装在通风处,附近无发热源,且不得安装在易积水处和易燃易爆环境中。
现场安装牢固可靠,安装固定处无裂痕。
壁挂式逆变器与安装支架的连接应牢固可靠,不得出现明显歪斜,不得影响墙体自身结构和功能。
5.2.7.3接线检查应符合下列要求:
接线应牢固可靠。
接头端子应完好无破损,未接的端子应安装密封盖。
5.2.7.4鼓励采用性能稳定的微型逆变器或者组件优化器、快速关闭装置。(该项为加分项)
5.2.8防雷与接地
防雷与接地应符合下列要求:
接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接。
接地干线(网)连接、接地干线(网)与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。铝型材连接需刺破外层氧化膜;当采用焊接连接时,焊接质量符合要求,不应出现错位、平行和扭曲等现象,焊接点应做好防腐处理。
带边框的组件、所有支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外露壳导电部分应与接地干线(网)牢固连接,并对连接处做好防腐处理措施。
接地线不应做其他用途。
5.2.9巡检通道
巡检通道设置应符合下列要求:
应设置安全便利的上下屋面检修通道。
光伏阵列区应有设置合理的日常巡检通道,便于组件更换和冲洗。
巡检通道设置保护措施,以防止巡检人员由于频繁踩踏而破坏。(该项为加分项)
5.2.10监控装置
监控装置设置应符合下列要求:
环境监控仪安装无遮挡并可靠接地,牢固无松动。
敷设线缆整齐美观,外皮无损伤,线扣间距均匀。
终端数据与逆变器、汇流箱数据一致,参数显示清晰,数据不得出现明显异常。
数据采集装置和电参数监测设备宜有防护装置。(该项为加分项)
5.2.11水清洁系统(该条为加分项)
水清洁系统应符合下列要求:
如清洁用水接自市政自来水管网,应采取防倒流污染隔断措施。
管道安装牢固,标示明显,无漏水、渗水等现象发生;水压符合要求。
保温层安装正确,外层清洁整齐,无破损。
出水阀门安装牢固,启闭灵活,无漏水渗水现象发生。
5.3电气设备房及地面部分
5.3.1土建部分的检查项参见5.2.1中相关要求。
5.3.2电气设备房
5.3.2.1室内布置应符合下列要求:
室内应整洁干净并有通风或空调设施,室内环境应满足设备正常运行和运检要求。
室内应挂设值班制度、运维制度和光伏系统一次模拟图。
室内应在明显位置设置灭火器等消防用具且标识正确、清晰。
柜、台、箱、盘应合理布置,并设有安全间距。
室内安装的逆变器应保持干燥,通风散热良好,并做好防鼠措施。
有独立风道的逆变器,风道应具有防雨防虫措施,风道不得有物体遮挡封堵。
5.3.2.2安装与接线应符合下列要求:
柜、台、箱、盘的电缆进出口应采用防火封堵措施。
设置接地干线,电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置应与接地干线可靠连接。
装有电器的可开启门和金属框架的接地端子间,应选用截面积不小于4㎡的黄绿色绝缘铜芯软导线连接,导线应有标识。
电缆沟盖板应安装平整,并网开关柜应设双电源标识。
5.3.2.3预装式设备房应符合下列要求:
预装式设备房原则上应安装在地面室外,其防护等级满足室外运行要求,并满足当地环境要求。
预装式设备房基础应高于室外地坪,周围排水通畅。
预装式设备房表面设置统一的标识牌,字迹清晰、不褪色,外观完好,无形变破损。
预装式设备房内部带有高压的设施和设备,均应有高压警告标识。
预装式设备房或箱体的井门盖、窗和通风口需有完善的防尘、防虫、通风设施,以及防小动物进入和防渗漏雨水设施。
预装式设备房和门应可完全打开,灭火器应放置在门附近,并方便拿取。
设备房室内设备应安装完好,检测报警系统完善,内门上附电气接线图和出厂试验报告。
设备房外壳及内部的设施和电气设备中的屏蔽线应可靠接地。
5.4集中监控室部分
5.4.1数据终端应符合下列要求:
电站运行状态及发电数据应具备远程可视,可通过网页或手机远程查看电站运行状态及发电数据。
应显示电站当日发电量、累计发电量和发电功率,并支持历史数据查询和报表生成功能。
显示信息宜包含汇流箱直流电流、直流电压、逆变器直流侧、交流侧电压电流,配电柜交流电流、交流电压和电气一次图。(该项为加分项)
显示信息宜包含太阳辐射、环境温度、组件温度、风速、风向等,并支持历史数据查询报和报表生成等功能。(该项为加分项)
5.4.2运行和维护应符合下列要求:
室内设备通风良好,并挂设运维制度和光伏系统一次模拟图。
室内设备运行正常,并有日常巡检记录。
设有专职运维作业人员,熟悉项目每日发电情况,并佩戴上岗证。
5.5资料审查
各检查项目参见表1。
表1分布式光伏发电项目资料审查表
类型 序号 验收资料 380V及以下并网 10kV及以上并网 资料要求


1 项目验收申请及项目信息一览表 信息清晰、完整。
2 项目备案文件 真实、完整。与项目实际匹配一致。
3 电力并网验收意见单 通过电网验收。
4 并网前单位工程调试报告(记录) 由建设单位提供,其中光伏并网系统调试检查表中的各个检查 应都符合要求。
5 并网前单位工程验收报告(记录) 由建设单位提供。包括内部验收专家组及专家组出具的“单位工程验收意见书”。
6 房屋(建构筑物)安装光伏后的荷载安全计算书(双梯板屋面和金属屋面)/房屋(建构筑物)安装光伏后的荷载安全说明资料(混凝土屋面) 安全计算书计算完整:安全说明资料逻辑清晰。最后结论:荷载安全,可安装。
7 各专业竣工图纸 应包含以下专业:土建工程(混凝土部分、砌体部分、支架结构图)、安装工程(电气一次、二次图纸、防雷与接地图纸、光伏布置图、给排水图纸)、安全防范工程、消防工程等。
8 设计单位营业执照及资质证书 应具备住建部门颁发的《电力行业(新能源发电)设计资质证书》或《工程设计综合甲级资质证书》。
9 施工单位营业执照、资质证书及竣工报告 应具备住建部门颁发的《电力工程施工总承包资质证书》或《机电安装工程施工总承包资质证书》以及电监会/能源局颁发的《承装(修饰)电力设施许可证》。
10 监理单位营业执照、资质证书及项目总结报告和质量评估报告   应具备住建部门颁发的《电力工程监理资质证书》、《机电安装工程监理资质证书》、《房屋建筑工程监理资质证书》或《工程监理综合资质证书》。
11 如采用结构胶粘结地脚螺栓,需提供拉拔试验的正式试验报告 测试数据应符合设计要求。
12 运行维护及其安全管理制度 清晰完整。
13 运维人员接受培训记录 需组织过专业人员培训。
14 接地电阻检测报告 建设单位提供,符合设计要求。
 
类型 序号 验收资料 380V及以下并网 10kV及以上并网 资料要求


15 主要设备材料认证证书或质检报告 由建设单位提供,必须出具以下产品的证书或者报告,病要求产品与现场使用情况必须一致;
1.     组件、逆变器、光伏连接器:需出具由国家认监委认可的认证机构提供的产品认证报告(通常为CQC、金太阳、TUV、UL、CCC或领跑者认证报告);
2.     断路器和电缆:CCC认证;
3.     光伏专用直流电流:CQC、TUV或UL认证报告;
4.     现场如有汇流箱、变压器、箱变,也应提供有资质的第三方检测机构出具的认证证书或质检报告。


1 设计交底及变更记录 建设单位提供。
2 接入系统方案确认单   电网确认受理项目接入系统申请并制定初步接入方案。
3 接入电网意见函   电网同意项目接入电网,双方确认接入方案。
4 购售电合同 严格执行审查会签制度,合规合法。
5 并网调度协议   项目公司与电网共同签订。
6 分项工程质量验收记录及评定资料(含土建及电气) 完整齐备,施工单位自行检查评定合格,监理验收合格。
7 分布(子分部)工程质量验收记录及评定资料(含土建及电气) 完整齐备,监理验收合格
8 隐蔽工程验收记录(含土建、安装) 完整齐备,施工单位自行检查,监理单位验收合格
9 监理质量、安全通知单、周会议记要   完整齐备,监理单位提供
10 项目运行人员专业资质证书 1、由安监局颁发的特种操作作业证(高压电工证、低压电工证书);
2、由能源局颁发的电工进网作业许可证:
3、由劳动局颁发的电工职业资格证书(单独持此证不能从事电工工作)
11 若委托第三方管理,提供项目管理方资料(营业执照,税务登记证、委托代管协议)√     合法注册
12 组件厂家10年功率和25年功率衰减质保书 承诺多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于15.5%和16%:硅基、铜铟镓硒(CIGS)、碲化镉(CdTe)及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于11%、11%和10%;多晶硅、单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起,一年内衰减率分别不高于2.5%、3%和5%,之后每年衰减率不高于0.7%,项目全生命周期内衰减率不高于20%。
 
 
类型 序号 验收资料 380V及以下并网 10kV及以上并网 资料要求


1 支架拉拔力测试报告 第三方检测机构提供。
2 电能质量监测记录或检测报告 第三方检测机构提供。
3 逆变器或汇流箱拉弧检测报告 厂家提供。
4 电站综合发电效率(PR)测试报告 第三方检测机构提供。
5 组件抗PID性能检测报告(或采用PID-free组件的证明) 第三方检测机构提供。
6 抽样组件第三方EL测试报告 第三方检测机构提供。
7 抽样组件耐老化测试报告 第三方检测机构提供。
8 组件回收协议 组件厂家提供。
9 关键结构件的第三方检测报告 第三方检测机构提供。
10 直流光伏连接器耐盐雾及耐氨第三方测试报告 第三方检测机构提供。
 
6、户用项目验收
 
6.1前置要求
专家组若发现以下情况,则项目不予验收通过:
混凝土平屋顶应用项目破坏原有防水层且未进行防水修复处理。
光伏系统超过建筑最高点,安装方式严重影响美观。
屋面整体朝阴或屋面大部受到遮挡影响的住宅建筑。
屋面瓦片已经年久失修或结构安全存在风险的住宅建筑。
内有生产活动,且生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的住宅建筑(详见表3)。
6)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的住宅建筑(详见表4)。
6.2资料审查
各检查项目参见表2。

 
2屋顶分布式光伏发电项目资料审查表
 
类型 序号 验收要求 资料要求
必查项 1 项目验收申请及项目信息一览表 信息清晰、完整
2 设计图纸(原理图、平面图) 由建设单位提供,并与项目实际一致。
3 主要设备信息表 由建设单位提供,列明所使用的组件、逆变器、支架、电缆、电表箱、配电箱的厂家、型号和主要参数。
4 主要设备材料认证证书或质检报告 由建设单位提供,必须出具以下产品的证书或者报告,并要求产品与现场使用情况一致:
1.     组件、逆变器、光伏连接器:需出具由国家认监委认可的认证机构提供的产品认证报告(通常为CQC、金太阳、TUV、UL、CCC或领跑者认证报告);
2.     电缆、电气开关、成套配电箱:CCC认证;
3.     光伏专用直流电缆:CCC、TUV或UL认证报告。
5 电网验收意见 通过电网验收
6 光伏电站接地电阻测试记录表 由建设单位提供,符合设计要求
7 建设工程竣工表和验收报告 由EPC单位或者施工单位提供
备查项 1 接入系统方案确认单(含备案资料) 由国家电网出具
加分项 1 拉弧检测记录单 由逆变器设备厂家提供
2 组件检测报告(抽检) 由建设单位提供
3 施工单位资质 由建设单位提供
 
 
 
6.3光伏组件与光伏方阵
光伏组件与方阵应符合下列要求:
1)安装方式应与竣工图纸一致。屋顶应用项目,原则上应选用光照条件良好的屋面,并采用坡面安装。如采用其它安装形式,应提供设计说明以及安全性计算书。
2)现场查验组件标签,应同认证证书保持一致。
3)组件表面不得出现严重色差,不得出现黄变。
4)光伏连接器应接头压接牢固,固定牢固。
5)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。
6)接线盒粘胶牢固。(该项为备查项)
7)抽查开路电压和电路电流,判断其功率和一致性,如所提供的第三方组件测试是在普通户外测试,允许小范围的偏差。(该项为备查项)
6.4光伏支架
光伏支架应符合下列要求:
1)支架与建筑主体结构固定牢固。
2)采用紧固件的支架,紧固点应牢固,不应有抱箍松动和弹垫未压平等现象。
3)支架安装不得出现明显错位、偏移和歪斜。
4)支架及紧固件材料经防腐处理,外观及防腐涂镀层完好,不得出现明显受损情况。
6.5电缆
电缆应符合下列要求:
应采用防火阻燃电缆。
排列整齐,接线牢固且极性正确。
不得出现雨水进入室内或电表箱内的情况。
电缆穿越隔墙的孔洞间隙处,均应采用防火材料封堵。
5)光伏组串的引出电缆等宜有套管保护,管卡宜采用耐候性材料。(该项为加分项)
6.6光伏并网逆变器
光伏并网逆变器应符合下列要求:
应与建筑主体结构固定牢固,安装固定处无裂痕。
应安装在通风处,附近无发热源或易燃易爆物品。
3)应在显要位置设置铭牌,型号与设计清单一致,清晰标明负载的连接点和直流侧极性;应有安全警示标志。
4)外观完好,不得出现损坏和变形。
5)应有采集功能和数据远程监控功能,监控模块安装牢固,外观无破损,信号正常。
6)直流线缆应采用光伏专用线缆。
7)交直流连接头应连接牢固,避免松动,交直流进出线应套软管。
8)如有超过一个逆变器,确保逆变器之间应有30cm以上间距。
9)鼓励采用性能稳定的微型逆变器或组件优化器、快速关闭装置。(该项为加分项)
6.7计量设备
计量设备应符合下列要求:
由电网公司安装,不得出现私装情况。
外观不应出现明显损坏和变形。
应安装在通风处,附近无发热源或易燃易爆物品。
箱内应标明光伏侧进线和并网侧出线。
安装高度大于1.2米,便于查看。
箱内须配备符合安全需求的闸刀、断路器、浪涌保护器、过欠压保护器、漏电保护器五大件。
6.8防雷与接地
带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽均应可靠接地。
6.9运行和维护
运行和维护应符合下列要求:
1)业主可以通过手机客户端查询到项目日发电量。
2)业主具备项目基本运维知识。(该项为加分项)
3)由专业运维服务机构提供运维,并有日常巡检记录。(该项为加分项)
附录(资料性附录)火灾危险性分类举例
1、生产的火灾危险性分类举例见表3
 
3生产的火灾危险性分类举例
生产类别 举例
1.     闪点小于28℃的油品和有机溶剂的提炼、回收或洗涤部位及其泵房,橡胶制品的涂胶和胶浆部位,二硫化碳的粗馏、精馏工段及其应用部位,青霉素提炼部位,原料药厂的非纳西汀车间的烃化、回收及电感精馏部位,皂素车间的抽提、结晶及过滤部位,冰片精制部位,农药厂乐果厂房,敌敌畏的合成厂房、磺化法糖精厂房,氯乙醇厂房,环氧乙烷、环氧丙烷工段,苯酚厂房的磺化、蒸馏部位,焦化厂吡啶工段,胶片厂片基厂房,汽油加铅室,甲醇、乙醇、丙酮、丁酮异丙醇、醋酸乙酯、苯等的合成或精制厂房,集成电路工厂的化学清洗间(使用闪点小于28℃的液体),植物油加工厂的浸出厂房;
2.     乙炔站。氢气站,石油气体分馏(或分离)厂房,氯乙烯厂房,乙烯聚合厂房,天然气,石油倅生气、矿井气、水煤气或焦炉煤气的净化(如脱硫)厂房压缩机室及鼓风机室,液化石油气灌瓶间,丁二烯及其聚合厂房,醋酸乙烯厂房,电解水或电解食盐厂房,环己酮厂房,乙基苯和苯乙烯厂房,化肥厂的氢氮气压缩厂房,半导体材料厂使用氢气的晶粒间,硅烷热分解室;
3.     硝化棉厂房及其应用部位,赛璐璐厂房,黄磷制备厂房及其应用部位,三乙基铝厂房,染化厂某些能自行分解的重氮化合物生产,甲胺厂房,药稀腈厂房;
4.     金属钠、钾加工厂房及其应用部位,聚乙烯厂房的一氧二乙基铝部位,三氧化磷厂房,多晶硅车间三氯氢硅部位,五氧化磷厂房;
5.     氯酸钠、氯酸钾厂房及其应用部位,过氧化氢厂房,过氧化钠,过氧化钾厂房,次氯酸钙厂房;
6.     赤磷制备厂房及其应用部位,五硫化二磷厂房及其应用部位;
7.     洗涤剂厂房石蜡裂解部位,冰醋酸裂解厂房。
1.     闪点大于等于28℃至小于60℃的油品和有机溶剂提炼,回收、洗涤部位及其泵房,松节油或松香蒸馏厂房及其应用部位,醋酸酐精馏厂房,己内酰厂房,甲酚厂房,氯丙醇厂房,樟脑油提取部位,环氧氯丙烷厂房,松针油精制部位,煤油灌桶间;
2.     一氧化硫压缩机室及净化部位,发生炉煤气或鼓风炉煤气净化部位,氰压缩机房;
3.     发烟硫酸或发烟硝酸浓缩部位,高锰酸钾厂房,重铬铅酸钠(红钒钠)厂房;
4.     樟脑或松香提炼厂房,硫磺回收厂房,焦化厂精蒸厂房;
5.     氧气站,空分厂房;
6.     铝粉或镁粉厂房,金属制品抛光部位,煤粉厂房,面粉厂的研磨部位,活性炭制造及再生厂房,谷物筒仓的工作塔,亚麻厂的除尘器和过滤器室。
 
 
注:该表引用自GB50016《建筑设计防火规范》。
 

 
 
 
 
光伏发电系统验收测试技术规范
 
Technical Requirements for Commissioning Test of PV Systems
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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I

 

光伏发电系统验收测试技术规范

 
 
1   目的和范围
 
本认证技术规范主要规定了光伏发电系统在验收阶段需要完成的检查和测试的内容及方法。本认证技术规范适用于光伏发电系统升压变之前的系统的验收工作。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,聚光光伏发电系统以及多电源形式的电源系统中的光伏系统部分的验收等可参考使用本技术规范。
本规范不适用于交流(光伏)组件构成的光伏系统。
 
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。
GB5005建筑物防雷设计规范
GB6378不合格品率的计量抽样检查程序及图表
GB/T6495.4光伏器件第4部分晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法
GB16895(所有部分)建筑物电气装置
GB/T18210晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量
GB/T18216(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/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定
GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定
GB/T20513光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则
GB50009建筑结构荷载规范
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
CNCA/CTS0001-2011A光伏汇流设备技术规范
CNCA/CTS0004-2012用户侧光伏电站在线监测系统认证技术规范
 
3   术语和定义
 
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。
 
3.6报告期Reportingperiod指完成某项测试项目,相应基础数据采集的时间段。
 
4   系统文件资料
 
本章列出了一系列对于并网光伏系统的最低文件要求。这些信息能够保证业主、检查人员或者运维工程师等能够获得电站的关键技术信息及基本的系统数据。
4.1   项目的基本信息资料
 
4.1.1     系统基本信息
a)  项目名称、业主单位;
b)  额定系统峰值功率(kWpDC或kVAAC);
c)  开工日期或分区域的开工日期;
d)  试运行日期或分区域的试运行日期;
e)  项目的安装地点、经纬度信息;
f)  项目的设计、施工单位;
g)  项目所用光伏组件的制造商、型号和数量;
h)  项目所用逆变器的制造商、型号和数量;
i)  项目所用交/直流汇流设备的制造商、型号和数量;
j)  项目所用配电柜的制造商、型号和数量;
k)  项目所用光伏支架、电缆等的制造商、型号和数量;
l)  项目并网点数量、计量表位置等信息。
如果负责同一项工作的单位不止一个,则应提供所有单位的相关信息,同时说明这些公司在项目中的职责。
 
4.2   项目文件的检查
 
4.2.1    基础文件
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及屋顶荷载审核文件;
c)  并网发电项目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、系统平衡部件)的技术于册和使用维护于册;
j)  关键部件(太阳电池组件、系统平衡部件)的测试报告和认证证书;
k)  支架和土建材料符合设计说明的证明文件;
l)  建设单位编制的工程竣工报告;
m)  建设单位提供的此工程的系统维护于册。
 
4.2.2     调试测试报告
a) 电网接入现场试验报告;
b) 继电保护传动试验报告;
c) 计量检查报告;
d) 调度自动化系统及通信系统检查报告;
e) 测试和调试的数据文件。
4.3    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、汇流设备和逆变器等关键设备的保修文件,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。
 
5   电气设备检查
 
5.1   一般要求
 
在验收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/T16895标准,并且不能损害现有设备的安全性能。
检查要求由专业人员通过专业设备来完成。对大型光伏项目,检查工作可采用验证之前调试报告记录的形式开展。
5.1.1     连接电缆及接线检查
连接电缆检查应包括如下项目:
a)  连接电缆是否采用满足使用环境的线缆,如室外方阵场的线缆应具有耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化能力;
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连接,并且有抗氧化措施,连接紧固无松动;
d)  检查电缆与接线端子连接的部位,应保证电缆接线端子不承受非期望的应力。
 
5.1.2     触电保护和接地检查
触电保护和接地检查,至少应该验证如下内容:
a)  如果光伏逆变器无法满足可提供交流端和直流端之间简单隔离的功能,同时系统安装RCD漏电流保护器,则应选用B类漏电保护器;
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)  光伏方阵框架应利用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、电流桥架等应保证可靠接地,接地应有防腐及降阻处理。
5.1.3     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。
5.2    直流系统检查
 
5.2.1     一般要求
通过目测等手段检查电气设备的外观、结构、标识和安全性是否满足GB/T16895要求。对于盐碱地具有腐蚀环境的地区,应加强对光伏电站内所有部件金属结构的腐蚀程度检查。
5.2.2     布线检查
直流系统的检查,至少包含如下项目:
a)  直流系统布线的设计、说明与安装是否满足GB/T16895.6和GB/T16895.32要求;
 
b)  所有直流元器件都应该为直流专用,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(开路电压应根据当地的温度变化范围和组件类型进行修正;根据GB/T16895.32规定, 故障电流为STC条件下短路电流的1.25倍);
c)  在直流侧是否采用II类保护或等同绝缘强度(设备的防触电保护不仅靠基本绝缘还具备像双重绝缘或加强绝缘这样的附加安全措施。这种设备不采用保护接地的措施,也不依赖于安装条件);
d)  光伏组串电缆,光伏方阵电缆和光伏直流主电缆应尽可能降低接地故障和短路时产生的危险(GB/T16895.32);
e)  配线系统要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/T16895.32);
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,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)  对于装设组串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逆变器直流侧参数(GB/T16895.32)相匹配;
i)  如果装设有阻塞二极管,则其反向额定电压应至少是光伏组串开路电压(STC条件下)的两倍(GB/T16895.32);
j)  如果直流导线中有一极接地,应确认在直流侧和交流侧之间至少有简单隔离,接地连接导体应经过处理以避免被腐蚀。
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/T16895.32:2008)。
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IEC61730-1标准要求由生产商提供组件额定过电流保护值。
 
5.2.3    光伏组件检查
光伏组件的检查应包括如下项目:
a)  光伏组件应选用通过产品质量认证的产品;
b)  光伏组件应经过常规检测、质量控制与产品验收程序;
c)  组件:组件无破损,整体颜色均匀一致,无明显色差(除非得到业主许可);
d)  玻璃:玻璃表面应整洁、平直,无明显划痕、压痕、皱纹、彩虹、裂纹、不可擦除污物、开口、气泡等缺陷;
e)  电池片:表面颜色均匀,无可视裂纹,无明显色斑,虚印,漏浆,于印,水印,油印,脏污等;
f)  焊带:焊带银白色,且颜色一致,无氧化、黄变;
g)  背板:颜色均匀,不允许有长于20mm的明显划痕、碰伤、鼓包,电池片外露等缺陷:
h)  接线盒:无缺损、无机械损伤、无裂痕斑点;
i)  边框:表面整洁平整、无破损,颜色一致无色差,无明显脏污、硅胶残留等;
j)  标识:条形码清晰正确,不遮挡电池,可进行条码扫描;
K)  铭牌:标签清晰正确、耐久,包含制造商名称、代号或品牌标志,组件类型或型号,组件的生产序列号,组件适用的最大系统电压,按照GB/T17405规定的安全等级(若适用),标准测试条件(STC)下的开路电压、短路电流、IEC61730-2中MST26验证的最大过流保护值,产品应用等级等;
 
l)   组件安排及互连方式应符合方阵电气结构设计。
 
5.2.4     汇流箱
 
汇流箱检查应包括如下项目:
a)   应选用依据CNCA/CTS0001-2011A通过产品质量认证的产品;
b)  汇流箱的安装方式和方法应符合汇流箱设计的使用方式;
c)  室外使用的汇流箱防护等级不低于IP54;
d)  采用金属箱体的汇流箱应通过独立的接地导线可靠接地;
e)  汇流箱接线端子设计应能保证电缆线可靠连接,若有防松动零件,应正确安装。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出线端对地端绝缘电阻应不小于1MΩ(测试电压的选择参考表3)。
对于具有监测功能的汇流箱,还应该检查如下项目:
a)  有本地通讯接口,可实现远程通讯;
b)  可监控每条支路的工作电流;
c)  可监控内部电涌保护器的工作状态(若有)。
 
5.2.5     直流配电柜检查
如接入单个逆变器的光伏方阵容量较大,应在光伏系统设计中加入直流配电柜,以方便日常检修及运营维护。直流配电柜检查项目应包括如下:
a)  直流配电柜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。
5.3 交流系统检查
 
光伏系统交流部分的检验,至少应该包括以下项目:
a)  逆变器的交流侧提供的隔离措施;
b)  所有的绝缘和开关装置功能正常;
c)  逆变器的工作参数已按照当地的要求进行恰当的设定。
 
5.3.1     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,逆变器的检查至少应该包含如下项目:
a)  应选用通过产品质量认证的产品;
b)  检查逆变器机柜内应有适当的保护措施防止操作人员直接接触带电部分;
c)  逆变器已经可靠接地。
5.3.2     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:标称电压、标称电流。
 
5.4 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。
5.5   监控系统检查
 
光伏系统应该按照GB/T20513的要求配置监控设备,至少应该安装组件平面辐照量监测设备(推荐同时安装水平面系统的辐照监控系统,用于与周围气象数据的对比)、风速风向监测设备、环境温湿度监测设备、组件背板温度监测设备。所有监测设备均应该通过相关校准实验室的校准。
太阳辐射监控装置应安置于光伏方阵内部或周围,以保证辐照监测装置所处环境与光伏组件相同。并网光伏发电系统监测系统应选用依据CNCA/CTS0004-2012《用户侧并网光伏电站数据监测系统技术规范》通过认证的产品。
5.6   标签与标识检查
 
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有唯一标签,其编号应与对应设计文件一致;
b)  所有的直流接线盒/箱/柜等配电设备必须粘贴警告标签,标签上应说明即使光伏逆变器和公共电网脱离仍有可能带电;
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)  设备柜门内侧应粘贴系统单线图;
f)  逆变器室合适的位置应粘贴逆变器保护的设定细节的标签;
g)  应在醒目位置或紧急关机按钮位置粘贴紧急关机程序。所有的标志和标签都应能持久粘贴。
 
6   关键部件测试
 
6.1   一般要求
 
电气设备的测试必须符合GB/T16895.23的要求。
测量仪器和监测设备及测试方法应参照GB/T18216的相关部分要求。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。
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。在适当的情况下应按照下面顺序进行逐项测试:
a)   保护装置和等势体的连接匹配性测试;
b)  极性测试;
c)  组串开路电压测试;
d)  组串短路电流测试;
e)  功能测试;
f)  绝缘电路的直流电阻的测试。
除非特殊需要,按一定方式串联、并联使用的光伏组件I-V特性曲线应具有良好的一致性,
以减小方阵组合损失。
 
6.2   保护装置和等电位体的测试
 
测试保护装置或联接体的连接可靠性,不应该出现连接松动或者不完全接触情况。比如边框之间的连接,接地体的连接等。
6.3   逆变器测试
 
6.3.1     转换效率测试
现场测试逆变器转换效率建议采用能量转换效率的方式,测试在不同负载点下逆变器输入和输出3分钟内的累积电量,用输出能量与输入能量的比值作为该负载点的能量转换效率,每个负载点测试时负载率的波动范围应控制在额定功率的±1%范围内。现场测试应该分别在5%,10%,20%,30%,50%、75%,100%负载点进行。
测试时宜选择晴朗的天气,以避免功率积分时间段内光伏系统的功率波动过大。除记录逆变器工作负载率、输入和输出累积电量,还应记录逆变器输入电压、测试期间的太阳辐照度等参数。
6.3.2     输出电能质量测试
首先将光伏电站与电网断开,测试电网的电能质量,测试内容应该覆盖表1所列内容。将逆变器并网,待运行稳定后测试并网点的电能质量,测试内容应该覆盖表2所列内容。对于中低压配电网并网的光伏系统,电能质量指标应满足GB/T29319的要求;中高压输电网并网的光伏系统,电能质量应满足GB/T19964的要求。
 
表1光伏系统并网前电网电能质量测试
 
光伏系统并网前并网点和公共连接点电网的电能质量
A、B、C相电压偏差(或单相电压)  
A、B、C相频率偏差(或单相频率)  
A、B、C相电压谐波含量与畸变率(或单相谐波)  
三相电压不平衡度  
是否存在电压波动与闪变事件
A相功率因数(或单相功率因数)  
B相功率因数  
C相功率因数  
 
表2光伏系统并网后电网电能质量测试
 
光伏系统并网后并网点和公共连接点电网的电能质量
A、B、C相电压偏差(或单相电压)  
A、B、C相频率偏差(或单相频率)  
A、B、C相电压谐波含量与畸变率(或单相谐波)  
A、B、C相电流谐波含量与畸变率(或单相谐波)  
三相电压不平衡度  
直流电流分量  
是否存在电压波动与闪变事件
A相功率因数(或单相功率因数)  
B相功率因数  
C相功率因数  
 
 
7   光伏方阵质量验收
 
光伏组件是光伏电站的最重要发电部件,在光伏电站验收时应重点检查光伏组件在建设过程中的安装质量及质量控制。
7.1   方阵倾角测试
 
应测试光伏方阵的倾角,方阵倾角及偏差应该满足设计文件的要求。
 
7.2   极性测试
 
应检查所有直流电缆的极性并检查与标明极性的一致性,确保电缆连接正确。应测量每个光伏组串的开路电压。在对开路电压测量之前,应关闭所有的开关和过电流保护装置(如安装)。
测量值应与预期值进行比较,将比较的结果作为检查安装是否正确的依据。对于多个相同的组串系统,应在稳定的光照条件下对组串之间的电压进行比较。在稳定的光照条件下这些组串电压值偏差不超过2.5%。对于非稳定光照条件,可以采用以下方法:
a)  延长测试时间;
b)  采用多个仪表,一个仪表测量一个光伏组串;
c)  使用一个多探头仪表,同时或者短时间内能够测试所有组串;d)   使用辐照表来标定读数。
注:测试电压值低于预期值可能表明一个或多个组件的极性连接错误,或者绝缘等级低,或者导管和接线盒有损坏或有积水:高于预期值并有较大出入通常是由于接线错误引起。
7.3   光伏组串电流的测试
 
7.3.1     一般要求
 
光伏组串电流测试的目的是检验光伏方阵的接线是否正确,该测试不用于衡量光伏组串/方阵的性能。
 
7.3.2    光伏组串短路电流的测试
 
测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试有潜在危险的,应按下面要求的测试步骤进行测试。
短路电流测试确保所有光伏组串是相互独立的并且所有的开关和隔离装置处于断开状态,短路电流可以用钳型电流表、同轴安培表、IV曲线测试仪等进行测量。
测量值应与预期值作比较。对于有多个相同的组串系统,应在稳定的光照条件下测试,并对组
串电流进行对比。在稳定的光照条件下相同组串短路电流值应该是基本相同的(在3%范围内变化)。
对于非稳定光照条件,可以采用以下方法:
a)  延长测试时间;
b)  可采用多个仪表,一个仪表测量一个光伏组串;
c)  使用一个多探头仪表,同时或者短时间内能够测试所有组串;
d)  使用辐照表标定当前读数。
7.3.3     光伏组串运行电流测试
系统正常运转之后,应测试每个组串的运行电流。测量值必须同预期值作比较。对于有多种相同组串的系统,在稳定光照辐射情况下,各组串进行比较,运行电流的偏差不应该超过3%。
对于非稳定光照条件下,可以采用以下方法:
a)  延长测试时间;
b)  测试采用多个仪表,一个仪表测量一个光伏组串;
c)  使用一个多探头仪表,同时或者短时间内能够测试所有组串;
d)  使用辐照表来标定当前的读数。
7.4   光伏方阵绝缘阻值测试
 
7.4.1     一般要求
光伏方阵应按照如下要求进行测试:
a)  测试时限制非授权人员进入工作区;
b)  不得用手直接触摸电气设备以防止触电;
c)  绝缘测试装置应具有自动放电的能力;
d)  在测试期间应当穿戴好适当的个人防护服/设备。
注:对于某些系统安装,例如大型系统绝缘安装出现事故或怀疑设备具有制造缺陷或对干燥时的测试结果存有疑问,可以适当采取测试湿方阵,测试程序参考ASTMStdE2047。
7.4.2     测试方法
可以采用下列两种测试方法:
a)   测试方法1—先测试方阵负极对地的绝缘电阻,然后测试方阵正极对地的绝缘电阻;
b)  测试方法2—测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。对于方阵边框没有接地的系统(如有Ⅱ类绝缘),可以选择做如下两种测试:
c)  在电缆与大地之间做绝缘测试;
b)  在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。对于没有接地的导电部分(如:屋顶光伏瓦片)应在方阵电缆与接地体之间进行绝缘测试。
注1:凡采用测试方法2,应尽量减少电弧放电,在安全方式下使方阵的正极和负极短路。
注2:指定的测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。
注3:对于负极功能接地的光伏方阵,测试前应注意断开负极与地之间的连接。
 
7.4.3     测试过程
在开始测试之前:禁止未经授权的人员进入测试区,从逆变器到光伏方阵的电气连接必须断开。测试时若采用短路开关盒时,在短路开关闭合之前,方阵电缆应安全地连接到短路开关装置。
采用适当的方法进行绝缘电阻测试,测量连接到地与方阵电缆之间的绝缘电阻。在做任何测试
之前要保证测试安全。保证系统电源已经切断之后,才能进行电缆测试或接触任何带电导体。
7.4.4    测试结果的判定
对于小于等于10kW的光伏系统,每路被测电路在满足表3的测试电压情况下绝缘电阻值也不小于表3的值即认为满足要求。
表3绝缘电阻测试电压及限值
 
测试方法 系统电压(V) 测试电压(V) 最小绝缘电阻(MΩ)
 
 
测试方法1
≤120 250 0.5
<600 500 1
<1000 1000 1
 
 
测试方法2
≤120 250 0.5
<600 500 1
<1000 1000 1
对于大于10kW的光伏系统,在表3测试电压情况下绝缘电阻值任何情况下不小于表4的要求。
 
表4绝缘电阻限值
 
系统容量(kW) 限值(kΩ)
20以下(含) 30
20到30(含) 20
30到50(含) 15
50到100(含) 10
100到200(含) 7
200到400(含) 4
400到500(含) 2
500以上(含) 1
 
 
8   光伏系统功能测试
 
光伏系统功能测试按照如下步骤执行:
a)  开关设备和控制设备都应进行验证以确保安装和连接正确;
b)  应对逆变器进行测试,以确定其可正常工作。测试过程应按照逆变器制造商提供的使用说明书规定的正常程序进行;
c)  对于配电网并网的光伏系统应进行电网掉电保护测试:光伏系统工作的过程中,断开系统与电网连接的主交流隔离开关,光伏系统应该立即停止发电。接下来,闭合系统与电网连接的主交流隔离开关,光伏系统应能够重新开始正常并网发电。该测试应在光照稳定的条件下进行,在断开主交流隔离开关之前应调节本地负载使其尽可能与光伏系统输出功率相匹配。
9   光伏系统的性能比(PR)
 
9.1   数据计算
光伏系统的PR表示光伏方阵由于方阵温度、辐照的不完全利用、系统部件失效或故障引起方阵的额定输出损失而引起的综合影响。国家标准GB/T20513规定的光伏系统的PR评估方法适用于本技术规范,其计算方法如公式1。
Rp=Yf/Yr                        ……………………………………(1)
其中:Yf为最终光伏系统的等价发电时,是光伏系统输出的净能量与光伏方阵额定输出功率P0的比值。
Yr为标准等价发电时,由光伏方阵组件倾斜面上总辐照量除以组件标准倾斜面辐照度1000W/m2计算得到。这里以每日等价辐照时表示。
9.2   报告出具
光伏系统的PR受很多因素的影响,在不同季节、不同的时间的测量结果都可能不同。在出具此部分报告时应该详细给出数据获得的时间点及测试期间的气象环境、设备故障、停电、维护等影响被测单元发电的因素。
 
10  光伏系统效率
 
10.1光伏系统效率测试
光伏系统效率是评价光伏电站性能的一个综合指标,反映了光伏系统将光能转换为可利用的电能的能力,包含了光伏组件的光电转换效率、二极管和导线以及失配引起的损耗、其值大小为光伏方阵的能量效率和系统中其它电气设备能量转换效率的乘积,也即测试报告期间内光伏系统输出电量与方阵中组件倾斜面上入射的太阳辐照量的比值。国家标准GB/T20513的规定的光伏系统效率的评测方法及数据处理方法适用于本技术规范,其计算方法如公式2。
htot,𝜏=Euse,τ⁄(𝐴𝑎×𝜏𝜏×∑𝜏𝐺)…………………………(2)
其中:Euse,τ为测试报告期间内光伏系统输出电量。
Aa为方阵总面积。
ττ为测试报告周期。
G为测试报告周期内入射到组件标准倾斜面辐照度。光伏系统效率可以是日、月或年的平均能量效率,在进行电站现场测试时一般取一天作为测试
统计周期。为满足用户需求,月或年的参数可以通过光伏系统监控记录数据计算得到。
 
11  检查报告
 
11.1一般要求
检测过程完成后,应提供检验报告。包括如下内容:
a) 系统信息(名称,地址等);
b)  电路检查和测试清单;
c) 检查报告;
d) 电路的测试结果;
e) 检查人员姓名及日期。检查报告应该包含设计单位、施工单位和检查单位的相关信息及系统中各单元部件的检查和现场检测的报告。首次检查报告应明确复检时间。复检应该考虑到设施和设备的类型、使用和操作频率及维修质量和其他外在因素对他们的影响。
 
附录A(规范性附录)
光伏组件功率现场测试方法
 
A.1光伏组件现场测试方法
A.1.1    测试前准备工作
a)   所有测试设备均应经过校准,并正确使用修正系数;
b)   组件表面需经过清洁,尽可能减少灰尘、异物的影响;
c)   被测平面内总辐照度必须大于等于700W/m2;
d)  入射光与组件法线夹角小于45°。
A.1.2    测试设备及要求
现场组件测试应该具有如下的设备,并且经过校准。
a)  辐照度测试设备应选用经过校准的辐照度计;
b)  温度测量设备:测量精度应在±1℃;
c)  辐照角度测试设备:也可以通过天文计算,算出可以满足入射光与组件法线夹角小于4°的时间段;
d)  组件背板温度测量设备:建议带测温功能的万用表或温度记录仪(用热电偶测温)和红外点温枪各一个,热电偶用于实测,红外点温枪用于验证;
e)  太阳高度角测量设备;
f)  I-V曲线快速扫描设备:电压、电流、功率测量精度不低于2%;
g)  可调水平台:一个可以调节倾斜角度和水平高度的平台;
h)  万用表:用于在现场开始测试前对测试设备进行验证。
A.2测试流程
测试前需要按照如下条件进行测试设备传感器及探测器的布置,布置完后应该检查是否牢固,防止出现测试时探测器松动。
a)  背板温度测量装置布置:电池片应该选择靠近中心位置,背板温度传感器在安装时不能吃力,必要时可以加涂导热胶,用导热胶带进行紧密固定;
b)  辐照度测试设备的布置:辐照度测试设备与待测组件的倾斜角度差别不应该超过1℃,高度与组件同高位置(组件中心高度)。对于采用蝶形全辐照计测量太阳辐照强度的设备,应该首先进行探测器水平调节(需利用水平台);
c)  环境温度测量:环境温度测量设备应该布置在组件同高位置(组件中心高度),距离与被测组件1m距离外。
测试程序:
a)  测量选定的中心位置上的组件背表面中心靠近电池处的温度TSM,组件的选择应基于所示的原理及示例。
b)  计算平均温度TSA以及这个温度与中央位置上选定组件的温度TSM之差dT
dT=TSA−TSM(A.1)
c)  确认背板温度示数稳定(5秒钟变化小于1℃);
d)  开始测试组件的I-V曲线,测试过程中辐照度的变化不应该超过5W/m2;e)  同时记录组件的背板温度示数、测试的具体时间(精确到秒);
f)  每个测试对象重复测试三次,分别记录数据。
A.2.1测试数据的处理
按照GB/T18210,GB/T6495.4的方法推算目标辐照度下的组件的电压电流和功率特性。
附录B(资料性附录)
文件资料类检查
 
B.1工程设计图纸接线图要求
B.1.1一般要求
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,这些信息要标注注释在单线接线图上。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。
B.1.2光伏方阵基本信息说明工程图应包括以下的方阵设计信息:
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;
e)  组串与逆变器的连接情况。
B.1.3光伏组串信息工程图应包括以下的光伏组串信息:
a)  组串电缆规格、尺寸和类型;
b)  组串过电流保护装置的类型、规格(如果有)和电压/电流等级;
c)  阻断二极管类型(如果有)。
B.1.4光伏方阵电气信息说明工程图应包括以下的方阵电气信息:
a)  方阵主电缆规格,尺寸和类型;
b)  方阵接线盒/汇流箱的位置(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)。
B.1.5接地和过电压保护工程图应包括以下的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。
B.1.6交流系统接线图应包括以下的交流系统信息:
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、类型和等级;
c)   漏电保护器的位置、类型和等级(如装有)。
B.1.7机械设计
应提供支架系统的数据表和设计图纸。
B.1.8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)   系统所使用的所有类型的组件的规格书(需满足IEC61730-1的要求);
b)   系统所使用的所有类型的逆变器的规格书;
c)   系统所使用的所有类型的汇流箱的规格书;
d)   其他。
注:系统其他重要组成部分的规格书也应考虑提供。
B.2    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。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)   光伏组串汇流箱的型号、规格和数量;
c)   直流配电设备的型号、规格和数量;
d)   光伏逆变器的型号、规格和数量;
e)  交流配电设备的型号、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)  光伏支架的类型(跟踪/固定)、型号和材质;
h)  电站监控系统的型号和功能。
 
                             附录C(资料性附录)
                           土建和支架结构检查
 
C.1一般要求光伏子系统可设计成满足系统年电量输出平均值或峰值要求,其大小既可根据所需满足的特定负载确定,也可根据某一普通负载范围及包括系统性能价格比等在内的系统优化结果确定。
检查工程建设过程中是否有第三方检测机构或监理机构的报告,应能满足以下要求:
a)  土建和支架结构应选用设计要求的原材料或构件;
b)  土建和支架结构应该满足设计强度的要求;
c)  土建和支架结构应该满足当地环境的要求;
d)  对于盐碱地等具有腐蚀环境的地区,应考虑金属结构的防腐处理,不同金属的接触面应有绝缘垫等隔离物,防止出现电化学腐蚀。
C.2方阵支架
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,光组件一般应面向正南;在为避免遮挡等特定地理环境情况下,可考虑在正南±20内调整设计。
光伏阵列安装位置的选择应避免其它建筑物或树木阴影的遮挡,各阵列间应有足够间距,以保证光伏阵列不相互遮挡。
固定式方阵安装倾角的最佳选择取决于诸多因素,如:地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例、负载供电要求和特定的场地条件等。
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。
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。屋顶、建筑一体化的安装形式应考虑支撑面载荷能力,工程设计应符合相关建筑标准要求。
地面安装的光伏方阵支架宜采用钢结构,支架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。组件距地面应符合设计文件要求。
方阵支架钢结构件应经防锈涂镀处理,满足长期室外使用要求。光伏组件和方阵使用的紧固件应采用不锈钢件或经表面涂镀处理的金属件或具有足够强度的其它防腐材料。
钢结构的支架的验收应遵循GB50205-2001《钢结构工程施工质量验收规范》的要求。
C.3基础
对于安装在地面方阵基础应符合GB50202-2002《建筑地基基础工程施工质量验收规范》的要求。对于安装在建筑物屋顶的基础除应符合GB50202-2002的要求外,还应该符合GB50009-2001《建筑结构荷载规范》的相关要求。
C.4光伏方阵场要求
方阵场建设完成后各方阵间应有足够间距,应保证冬至时的上午9时至下午3时之间光伏组件接受太阳直射光无阴影遮挡,或符合设计要求。
对于安装在地面的光伏系统,方阵场应夯实表面层,松软土质的应增加夯实,对于年降水量在900mm以上地区,应有排水设施,以及考虑在夯实表面铺设砂石层等,以减小泥水溅射。
对于安装在地面或屋顶的光伏系统,应检查周围环境(附近建筑,周围物体,屋顶设施等)变化对光伏方阵的影响。
光伏方阵场应恰当的设置维护通道,用于运维人员的运维,清洁等。维护通道的安排方式应保证人员的安全。
对于建筑屋顶,光伏方阵场应设置相应的防火设施。
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

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