并网光伏系统系统文件

/并网光伏系统系统文件、验收检查的基本要求00**-2010中国质量认证中心认证技术规范并网光伏系统系统文件及验收检查的基本要求,（送审稿）（本稿完成日期：2010-1-30）中国质量认证中心发布并网光伏系统系统文件、验收检查的基本要求××××—××××目次目次前言1范围12规范性引用文件13术语和定义3.1验证13.2检查13.3测试13.4报告23.5规格书24文件和合同符合性的检查24.1项目的基本信息24.1.1基本系统信息24.1.2系统设计者信息24.1.3系统安装者信息24.2项目文件的检查24.3电站设备合同符合性的检查35光伏发电系统的检查35.1并网光伏系统工程一般性要求35.2光伏系统的检查35.2.1工程和基础35.2.2光伏组件35.2.3支架45.2.4光伏子系统施工质量45.2.5接线箱45.2.6直流系统和连接电缆45.2.7防雷和接地55.2.8交流系统55.2.9逆变设备55.2.10交（直）流配电设备55.2.11电站数据采集和监控系统65.2.12电网接入系统65.2.13标签及标识66光伏发电系统的测试66.1光伏组串电性能测试66.1.1极性测试66.1.2开路电压的测试66.1.3电流测试76.2太阳电池标称功率的测试76.3光伏阵列绝缘阻抗测试86.3.1一般要求86.3.2光伏阵列绝缘阻抗测试——测试方法86.3.3光伏阵列绝缘阻抗——测试过程96.4逆变器运行参数的测试96.5电能质量的测试106.6电压/频率响应性能测试116.7低电压耐受性能测试116.8“孤岛保护”的性能测试116.9有功/无功控制性能测试117验证报告117.1一般要求117.2初始验证117.3周期验证12附件1并网光伏系统设备合同符合性检查表格13附件2太阳电池方阵前后间距的设计16附录3（资料性）验证证书模板18附录4（资料性）检查报告模板19附录5（资料性）光伏发电系统测试报告模板21附录6（资料性）光伏阵列红外照相检查程序22前言并网光伏发电系统已经在国内广泛应用，但是至今没有测试和检查规范，为了确保并网光伏发电的工程质量，保证并网光伏市场的健康发展，特制定本规范。本规范在现有相关国家及国际标准基础上，根据并网光伏发电系统的特点，突出了验证并网光伏系统时的合同符合性、电能质量和电网安全。本规范由中国质量认证中心提出。本规范由中国质量认证中心归口。本规范起草单位：中国质量认证中心、国家发改委能源研究所、中国可再生能源学会光伏分委会、国家电网公司国网电力科学研究院、中国电力科学研究院、北京电力设计院、中国电子科技集团公司第十八研究所、中科院光伏和风能设备检测中心、国家太阳能光伏产品质量监督检验中心、深圳电子产品质量检测中心、扬州光电产品检测中心、中广核太阳能开发有限公司、深圳比亚迪股份有限公司、北京泰豪科太阳能电源技术有限公司、新奥光伏能源有限公司本规范主要起草人：王斯成、胡润青、吕宏水、李庆、康巍、吴达成、王克勤、马宏斌、舒彬、王贵录、彭路明、翟永辉、郓旻、赵文、张军军、郭丰、张光清、冯炜、武振宇、郭增良、曹志峰并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的最低要求1范围本规范适用于及低压配电网和中、高压输电网并网的光伏发电系统。本标准只针对并网光伏系统，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。本规范规定了并网光伏系统及各组成部分的技术要求、现场检测及系统评价等。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。19939光伏系统并网技术要求20046光伏（）系统电网接口特性18210晶体硅光伏（）方阵特性的现场测量6495.4晶体硅光伏器件的实测特性的温度和辐射度修正方法18479地面用光伏（）发电系统概述和导则50054低压配电设计规范50094建筑物防雷设计规范50164混凝土质量控制标准50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范50202建筑地基基础工程施工质量验收规范50205钢结构工程施工质量验收规范50258电气装置安装工程1及以下配线工程施工及验收规范6378不合格品率的计量抽样检查程序及图表11127-1997光伏发电系统过电压保护—导则61724：1998光伏系统性能监测—测量、数据交换和分析导则60364-7-712:2002建筑物上的电气设施-第7-712部分：特殊装置或场所-太阳能光伏电源系统62446：2009并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的基本要求国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）3术语和定义本标准使用以下定义：3.1验证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报告记录检查和测试的结果。3.5规格书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。4文件和合同符合性的检查4.1项目的基本信息4.1.1基本系统信息作为最低要求，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（或）；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。4.1.2系统设计者信息作为最低要求，应提供负责系统设计的机构的下列信息。如果负责系统设计的公司不止一个，应提供所有设计公司的下列信息，同时说明这些公司在项目中的职责。a)系统设计者，公司名称；b)系统设计者，联系人；c)系统设计者，邮寄地址、电话、地址。4.1.3系统安装者信息作为最低要求，应提供负责系统安装的机构的下列信息。如果负责系统安装的公司不止一个，则应提供所有安装公司的下列信息，同时说明这些公司在项目中的职责。a)系统安装者，公司名称；b)系统安装者，联系人；c)系统安装者，邮寄地址、电话、地址。4.2项目文件的检查首先检查如下项目文件和技术资料，这些文件资料将作为测试和检查的依据。项目文件至少应包括，但不限于如下文件：完成立项、用地许可、项目审批、关键设备招标、资本金筹措等前期准备工作后，及时提交财政补助资金申请报告及中标协议、购销合同、项目审批文件、关键设备检测认证报告、同意接入电网意见2(1)项目的立项审批文件；(2)占用荒地的需提交项目的用地许可，及建筑结合的需提交建筑安装许可；(3)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，还需提交及电网企业签订的售购电协议；(4)工程承包合同或具有法律依据的项目中标协议复印件；(5)项目所有设备的采购合同复印件；(6)项目总体设计方案；(7)关键部件（太阳电池组件和逆变器）的技术手册和使用维护手册；(8)关键部件（太阳电池组件和逆变器）的完整测试报告和认证证书；(9)建设单位编制的工程竣工报告。(10)电网接入现场试验报告(11)继电保护传动试验报告(12)计量检查报告(13)调度自动化系统及通信系统检查报告4.3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1。5光伏发电系统的检查5.1并网光伏系统工程一般性要求机房设计必须考虑能达到二十年以上的使用寿命。机房消防应符合5027要求。机房内应放置消防设施。配电设备的布置应按50054第三章的要求。安装在年降水量在900以上地区的方阵场应设置排水沟；年降水量在900以内的，可利用地势缓坡排水。避雷装置的设计应符合50094要求。混凝土工程应符合50164要求。基础工程应符合50202要求。钢结构工程应符合50205要求。架空线路应符合12527、464.1～5、5009.2、477、499、408及其它相关标准要求。电缆敷设应符合50168的规定。室内布线应符合50258要求。接地应符合50169要求。5.2光伏系统的检查5.2.1工程和基础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。工程设计应符合相关建筑标准要求。光伏阵列安装位置的选择应避免阴影影响，各阵列间应有足够间距，以保证光伏阵列部相互遮挡。间距计算可参考附录2。光伏阵列基础的设计应符合相关建筑标准，从环保的角度考虑，宜采用打桩的方式安装光伏阵列。5.2.2光伏组件光伏组件必须选用符合产品标准，按61215(或61646)和61730-1及61730-2的要求通过测试和认证的合格产品；应由符合相应的图纸和工艺要求所规定的材料和元件制造，并经过制造商常规检测、质量控制及产品检查程序。组件产品应是完整的，每个太阳电池组件标志应有61215或61646中第4章的要求项目，并标注额定峰值输出功率、额定工作电压、额定工作电流、开路电压、短路电流、最大系统电压；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示，以及经由国家认证认可监督管理委员会授权认证机构的认证。宜采用产品生产质量管理体系满足19001要求的产品。组件互连应符合方阵电气结构设计，符合组件的最大系统电压的要求。每个光伏组件均应加装防热斑旁路二极管。5.2.3支架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。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，光伏方阵一般应面向正南；在为避免遮挡等特定地理或建筑环境情况下，可特殊处理。光伏方阵支架的设计应保证光伏组件及支架连接牢固、可靠，底座及基础连接牢固，组件距地面宜不低于0.6m，考虑站点环境、气象条件，可适当调整。支架应有足够强度，满足方阵静载荷及动载荷要求，保证阵列牢固、安全和可靠，钢结构支架应符合50205的要求，其它刚性结构材料的支架应不低于钢结构支架性能要求。方阵支架结构件和紧固件均应经防腐蚀处理，满足长期室外使用要求。5.2.4光伏子系统施工质量a)目测方阵支架是否具有接地和防雷装置。b)目测太阳电池组件连线及进入接线箱（盒）的连线，应走向合理、整齐；进线孔应进行防渗水处理。c)目测方阵支架和紧固件是否经过防腐蚀处理，涂镀层是否一致和完整。d)支架连接应牢固，外观整齐。测量水平位置偏差应符合设计要求。e)测量方阵组件最低处距地面高度，应符合设计要求。5.2.5接线箱接线箱用于太阳电池组件互连组成的子方阵间的接线连接及该子方阵到控制机房的连线。对于多并联组系统，宜分组设置防止反向过电流保护装置。5.2.5.1结构要求接线箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求。采用金属箱体的接线箱应可靠接地。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。5.2.5.2性能要求接线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。各光伏支路接入进线端及子方阵出线端，以及接线端子及接线箱接地端绝缘电阻应不小于1MΩ（500V）。5.2.6直流系统和连接电缆接线箱输入输出电缆应采用耐候、具有足够机械强度、耐紫外辐射等抗老化的电缆，电缆的线径应满足方阵最大输出电流的要求，以减少线路的损耗。电缆及接线端应连接紧固无松动。a)所有直流元器件适用于连续直流运行，且其额定值范围覆盖直流系统最大电压和故障状态下可能出现的最大电流（按当地温度范围和组件类型进行了修正；电流取×1.25。b)光伏组串的电缆、光伏阵列的电缆和光伏直流主电缆的选择和安装能够最大程度地降低接地失效和短路的风险。通常使用带有保护和加强绝缘（即“双重绝缘”）的电缆，以满足这项要求。c)接线系统的选择和安装能够承受预定的外部影响，例如刮风、结冰、温度和太阳辐射。d)对于没有组串过流保护装置的系统：确认组件的额定反向电流（）大于可能出现的反向电流；同时，确认组串的电缆足够粗，可以承受并联组串在出现故障时所产生的总电流。e)对于有组串过流保护装置的系统：确认过流保护装置的规格符合当地法规和组件制造商说明书的要求。f)确认直流开关断路器及逆变器的端相匹配。g)若装有阻流二极管，确认其反向电压额定值至少为所在光伏组串的2倍。h)如果直流侧的正负极任何一端接地，在直流端和交流端之间必须隔离，并且接地连接的安装方式能够防止腐蚀。5.2.7防雷和接地a)当光伏逆变器的直流端和交流端之间没有任何简单隔离时，应安装漏电保护器（），且应为B型，见60755的规定（60364-7-712.413.1.1.1.2:2002和图712.1）。b)为尽可能降低雷击感应的电压，检查所有接线回路确保其面积尽可能小（60364-7-712.444.4:2002）。c)若当地法规有要求，检查阵列框架和/或组件框架的保护接地导体是否正确安装并连接到地。若装有保护接地和/或等电位连接导体，确认这些导体的连接尽可能短，并及直流电缆平行铺设。（60364-7-712.54：2002）5.2.8交流系统对光伏系统的检查时应至少验证以下内容：a)交流端提供了将逆变器隔离的措施。b)所有绝缘和开关装置均正确连接，即光伏设施接在其“负载”端，而公共电网接在其“电源”端（60364-7-712.536.2.2.1:2002）。c)逆变器的参数已经输入到了现场调节程序中。5.2.9逆变设备5.2.9.1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、交流输出电压、输出电流(容量)；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。并网逆变器应至少按照19939和62109标准通过国家认证认可监督管理委员会授权认证机构的认证。5.2.9.2远程监测功能逆变设备宜设有远程监测功能，接口宜采用232C或485方式。5.2.10交（直）流配电设备交（直）流配电设备是指实现交流/交流（直流/直流）接口、部分主控和监视功能的设备。交（直）流配电设备容量的选取应及输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。交（直）流配电设备主要特征参数包括：标称电压、标称电流。5.2.10.1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）。5.2.10.2测量显示交（直）流配电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输出电流(或输出容量)、输出电压、用电量；运行状态指示至少应包括交（直）流配电设备状态（运行、故障等）。5.2.11电站数据采集和监控系统主控和监视子系统主要包括(但不限于)以下监视和控制功能：——基本环境、气象数据的采集；——系统电气信号和运行数据的采集；——系统故障信息的采集；——系统数据处理、记录、传输和显示；为了简化设计和使用，主控和监视的某些或全部功能可包含在其他子系统中。5.2.12电网接入系统并网光伏电站电网接入单元或系统的设计及安装应符合国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求。5.2.13标签及标识对光伏系统的检查应至少包括以下内容：a)所有电路、保护装置、开关和端子带有恰当的标签；b)所有直流接线盒（光伏电站和光伏阵列的接线盒）都带有警告标识，说明接线盒内部的带电零部件是从光伏阵列馈电，即使切断光伏逆变器和公共电网之后依然带电。c)交流主隔离开关应带有清晰的标签。d)及电网的连接处贴有双电源警告标志。e)现场标有单线接线图。f)现场标有逆变器保护设置的详细信息。g)现场标有紧急关停程序。h)所有标识和标签粘贴在合适的位置，且经久耐磨。6光伏发电系统的测试6.1光伏组串电性能测试6.1.1极性测试用合适的测试设备测试所有直流电缆的极性。确认电缆的极性之后，检查其极性标识是否正确，以及是否正确地连接到系统装置（例如开关装置或逆变器）上。6.1.2开路电压的测试应使用合适的测试设备测量每个光伏组串的开路电压。该项测试应在关闭电路开关或安装阵列过流保护装置之前（若有）进行。开路电压的测量结果应及预期值进行比较。比较的目的是检查安装是否正确，而不是检查组件或阵列的性能。若系统有多个相同组串而且太阳辐射条件稳定，应对各组串的电压进行比较。电压测量结果应当一致（在相同太阳辐射条件下一般相差不超过5%）。6.1.3电流测试及开路电压测试类似，测量光伏组串电流的目的是验证在光伏阵列接线中不存在重大故障。这些测试不应视为检验组件或阵列性能的措施。短路电流检测和运行电流检测的方法都可以获得组串性能的信息。在可能的情况下，优先选择短路电流测试，因为它能排除来自逆变器的任何影响。1）短路电流测试应使用合适的测试设备测量每个光伏组串的短路电流，确保所有光伏组串之间彼此隔离，而且所有开关装置和短路方式均处于打开位置。测量结果应及预期值进行比较。若系统有多个相同组串而且太阳辐射条件稳定，应对各组串的电流测量结果进行比较。测量结果应当一致（在相同太阳辐射条件下一般相差不超过5%）。2）光伏组串运行电流测试将系统开启并处于正常运行模式（逆变器最大功率点跟踪），并测量每个光伏组串的电流。测量时使用合适的钳形电流表，钳在组串电缆上。测量结果应及预期值进行比较。若系统有多个相同组串而且太阳辐射条件稳定，应对各组串的电流测量结果进行比较。测量结果应当一致（在相同太阳辐射条件下一般相差不超过5%）。6.2太阳电池标称峰值功率的测试本项测试的目的是检验实际安装的太阳电池的峰值功率是否及投标书或合同中的功率相符，这对于按照功率给以初投资补贴的项目尤为重要。按照商业惯例，光伏系统中太阳电池的总峰值功率应当是所有太阳电池组件标称峰值功率的总和。在工程现场确定所有太阳电池组件的峰值功率总和非常困难。首先，现场的光强和温度都偏离标准测试条件。其次，太阳电池方阵并不一定工作在最大功率点上。再有，组件串并联会有组合损失，线路有线路压降，太阳电池表面还可能会有灰尘和污渍。所有上述因素都会影响到太阳电池总峰值功率的测试和计算，因此必须设计一套合理的校准程序，以便使太阳电池的测试峰值功率尽可能接近实际太阳电池组件标称峰值功率的总和。这里要求检测并网光伏发电系统的峰值功率是否符合合同要求的峰值功率。峰值功率的定义是太阳电池在标准测试条件下所有太阳电池组件最大输出功率的总和，它的数量应当在合同签订的光伏组件峰值功率总和的允许误差范围之内。根据18210-2000附录A，标准测试条件如下：太阳辐射强度：10002太阳电池结温：25ºC太阳光谱：1.5现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳电池方阵测试仪”抽测太阳电池支路的特性曲线，抽检按照6378—86“不合格品率的计量抽样检查程序及图表”进行。由特性曲线可以得出该支路的最大输出功率，为了将测试得到的最大输出功率转换到峰值功率，需要做如下第1、2、3、5项的校正。如果没有“太阳电池方阵测试仪”，也可以通过现场测试电站直流侧的工作电压和工作电流得出电站的实际直流输出功率。为了将测试得到的电站实际输出功率转换到峰值功率，需要做如下所有项目的校正。测试后应当进行如下6项校正，以确保公正：1、光强校正：在非标准条件下测试应当进行光强校正，光强按照线性法进行校正；2、温度校正：现场测试太阳电池的结温，并根据太阳电池的温度系数进行功率的温度校正；3、组合损失校正：太阳电池组件串并联后会有组合损失，应当进行组合损失校正，太阳电池的组合损失应当控制在8％以内；4、最大功率点校正：固定负载条件下太阳电池很难保证工作在最大功率点，需要及功率曲线对比进行校正；对于带有太阳电池最大功率点跟踪（）装置的系统可以认为光伏方阵工作在最大功率点，不用做此项校正；5、灰尘遮挡校正：测试之前应当清洗太阳电池，否则还需要进行灰尘遮挡校正；6、太阳电池朝向校正：不同的太阳电池朝向具有不同的功率输出和功率损失，如果有不同朝向的太阳电池接入同一台逆变器的情况下，需要进行此项校准。6.3光伏阵列绝缘阻抗测试6.3.1一般要求光伏阵列的直流电路在白天都是带电的，及传统的交流电路不同，在进行这项测试的时候它不能被隔离。这项测试可能存在电击危险，因此开始之前完全理解测试过程是非常重要的。建议遵循以下安全措施：限制无关人员进入工作区域。进行绝缘测试时不要用身体任何部位接触金属表面，同时采取措施防止其他人接触。进行绝缘测试时不要用身体任何部位接触组件/层压板的背面和端子，同时采取措施防止其他人接触。当绝缘测试设备加电时测试区域就有了电压。设备须有自动放电的能力。在整个测试期间，应穿戴适当的防护服或其他设备。6.3.2光伏阵列绝缘阻抗测试——测试方法测试应至少在每个光伏阵列上重复进行。如有要求，也可以对组串单独进行测试。测试方法有以下两种：测试方法1——先后在阵列负极和地之间以及阵列正极和地之间进行测试。测试方法2——在地和短接的阵列正负极之间进行测试。如果结构/框架连接到地，接地线可以连接到任何合适的其他接地线或者阵列框架上（若采用阵列框架，应保证接触良好而且整个金属框架具有接地连续性）。对于阵列框架不接地的系统（例如等级的设施），试运行工程师应在以下两种情况下进行测试：a)在阵列电缆和地之间，b）在阵列电缆和框架之间。对于没有可触及带电部位的阵列（例如光伏屋面瓦），测试应在阵列电缆和建筑物的地之间进行。注1：若采用方法2，为了最大程度降低电弧危险，阵列正极和负极电缆应采用安全的方式进行短接。一般使用合适的短路开关箱。该装置内置了一个负载短路直流开关，将阵列电缆安全地接入该装置之后，可以安全地建立和切断短路连接。注2：测试过程的设计应保证峰值电压不超过组件或电缆的额定值。6.3.3光伏阵列绝缘阻抗——测试过程开始测试之前：限制无关人员进入；将光伏整列及逆变器隔离（一般通过阵列开关断路器）；断开接线盒和集电盒中所有可能影响绝缘测量的装置（例如过电压保护装置）。如果按照测试方法2并采用了短路开关箱，应在启动短路开关之前将阵列电缆安全地连接到短路装置中。绝缘阻抗测试设备应按照所采用测试方法的要求，连接到地线和阵列电缆之间。测试开始之前确保测试电缆已经安全地连接。按照绝缘阻抗测试设备的说明书进行操作，保证测试电压符合表1的规定（单位为MΩ）。按照表1规定的测试电压对每个电路进行测试，若所有电路的绝缘阻抗都不低于表1中规定的限值，则符合了要求。在拆卸测试电缆和接触导电零部件之前，要保证系统已经断电。表2、

绝缘阻抗的最小值

测试方法系统电压

(×1.25)V测试电压

V最低绝缘阻抗MΩ测试方法1阵列正极和负极分别测试<1202500.5120

-

5005001>50010001测试方法2阵列正极和负极短接<1202500.5120

-

5005001>500100016.4逆变器运行参数的测试逆变器是电站的主要设备，逆变器是否能够可靠、高效运行直接影响电站的输出，在现场应当对所有逆变器进行测试，测试应做如下记录。逆变器技术参数生产厂家逆变器型号逆变器类型

单相三相有无变压器

有无输出额定功率当地海拔环境温度逆变器控制方式

各自独立群控直流侧输入电流直流侧输入电压直流侧输入功率交流侧输出A相电流（或单相电流）交流侧输出B相电流交流侧输出C相电流

交流侧输出A相电压（或单相电压）交流侧输出B相电压交流侧输出C相电压

交流侧输出功率负载率（输出功率及额定功率的比值）逆变器实测转换效率散热方式

机械尺寸（宽×高×深）

6.5电能质量的测试1）首先将光伏电站及电网断开，测试电网的电能质量：并网点和公共连接点电网的电能质量

A相电压偏差（或单相电压）B相电压偏差

C相电压偏差A相频率偏差（或单相频率）B相频率偏差C

相频率偏差A相电压/电流谐波含量及畸变率（或单相谐波）B相电压/电流谐波含量及畸变率C

相电压/电流谐波含量及畸变率三相电压不平衡度直流分量是否存在电压波动及闪变事件

是

□

否

□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2）将逆变器并网，待稳定后测试并网点的电能质量：并网点和公共连接点电网的电能质量A相电压偏差（或单相电压）B相电压偏差C

相电压偏差A相频率偏差（或单相频率）B相频率偏差C相频率偏差A相电压/电流谐波含量及畸变率（或单相谐波）B相电压/电流谐波含量及畸变率C

相电压/电流谐波含量及畸变率三相电压不平衡度直流分量是否存在电压波动及闪变事件是

□

否

□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

上述电能质量指标的判定依据按照国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求执行。6.6电压/频率响应性能测试在光伏电站或功率单元并网点处接入电网扰动发生装置，分别下发定压调频和定频调压指令，观察光伏电站或功率单元在上述扰动指令下的响应特性是否满足国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求。6.7低电压耐受性能测试本项测试适用于并入中、高压电网的光伏电站，在光伏电站或功率单元并网点处接入低电压耐受测试装置，分别下发各类暂态故障时的电压跌落幅值和持续时间指令，观察光伏电站或功率单元在上述故障条件下的耐受能力是否满足国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求。6.8“孤岛保护”的性能测试在光伏电站或功率单元并网点处接入精密并联谐振装置，在不同功率输出区间内下发并网断路器跳闸指令，观察光伏电站或功率单元在上述情况下的孤岛保护特性是否满足国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求。6.9有功/无功控制性能测试本项测试适用于并入中、高压电网的光伏电站，使用真实调度系统或模拟调度系统下发有功/无功控制指令，观察光伏电站输出有功/无功功率的响应是否满足国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）的要求。7验证报告7.1一般要求完成验证过程之后，应出具一份验证报告。验证报告应包含以下信息：系统的概况（名称，地址，等等）。检查和测试的电路清单。检查的记录。每个被测试电路的测试结果记录。建议下一次验证的时间。验证者的签名。本标准附录给出了验证报告的模板。7.2初始验证新安装系统的验证应按照本标准第5章的要求进行。初始验证报告应附带关于负责系统设计、安装和验证的人员的信息，并说明他们的责任范围。初始验证报告应对周期检查的间隔作出建议。检查周期的决定应考虑安装和设备的类型、使用和操作情况、维护频率和次数、以及系统所受外部影响。注：在一些国家，验证的时间间隔在国家法规中进行了规定。7.3周期验证已有系统的周期验证应按照本标准第5章的要求进行。适当的时候，应考虑此前的周期验证的结果和备注。周期验证完成后应出具报告。报告中列明发现的所有故障，并给出关于维修和升级（例如升级系统以符合现行标准的要求）的建议。附件1并网光伏系统设备合同符合性检查表格并网光伏系统设备合同符合性检查项次设备名称数据/参数及合同的符合性备注1太阳电池组件1生产厂家型号类型峰值功率数量总功率2太阳电池组件2生产厂家型号类型峰值功率数量总功率3太阳电池组件3生产厂家型号类型峰值功率数量总功率4太阳电池合计功率5太阳电池支架生产厂家型号类型固定/单轴跟踪/双轴跟踪每个方阵组件串连数每个方阵组件并连数方阵数量6方阵接线箱生产厂家型号连接组串数数量7直流配电柜生产厂家型号

单台连接组串数数量8逆变器1生产厂家型号单相/三相额定功率数量9逆变器2生产厂家型号单相/三相额定功率数量10逆变器总功率11交流配电柜生产厂家型号额定功率数量12升压变压器生产厂家型号类型干式/油浸额定功率数量13电网接入系统电能计量继电保护通信和信号14数据采集/电站监控生产厂家型号现场显示有/无远程通信有/无通信方式光纤数量15气象站生产厂家型号水平面辐射量测量有/无方阵面辐射量测量有/无环境温度测量有/无环境湿度测量有/无风速风向测量

有/无雨量测量有/无气象站数量防雷接地系统生产厂家型号是否安装接闪器有/无接闪器数量是否安装地网是/否接地线数量设计接地电阻直流侧是否悬浮是/否附件2太阳电池方阵前后间距的设计当光伏电站功率较大时，需要前后排布太阳电池方阵，有时太阳电池方阵附近有高达建筑物或树木。这种情况下，需要计算建筑物或前排方阵的阴影，以确定方阵间的距离或太阳电池方阵及建筑物的距离。一般确定原则为冬至当地平太阳时当天早9:00至下午3:00太阳电池方阵不应被遮挡。阳光射线前排太阳后排太阳电池方阵电池方阵阳光射线前排太阳后排太阳电池方阵电池方阵H太阳电池方阵支架ZD正南太阳射线在地面上的投影L

ββ图F2-1太阳电池方阵前后间距的计算参考图计算太阳电池方阵间距D，可以从下面4个公式求得：D=LβL==(+)β=()首先计算冬至上午9:00太阳高度角和太阳方位角，冬至时的赤纬角是-23.45度，上午9:00的时角是45度，于是有：=(0.648-0.399)β=（0.9170.707）求出太阳高度角后和太阳方位角后，即可求出太阳光在遮挡物后面的投影长度L，再将L折算到前后两排方阵之间的垂直距离D：D=Lβ=Hβ/【举例】北京地区纬度=39.8度，太阳电池方阵高2米，求太阳电池的方阵间距：取=-23.45,=45,有：=(0.648-0.399)=(0.498–0.255)=14.04β=（）=（0.9170.707/0.97）=42.0D=Hβ/=20.743/0.25=5.94米参数定义：D：太阳电池方阵间距L：太阳光在遮挡物后面的投影长度H：前面遮挡物最高点及后面方阵底部的高度差：太阳高度角Β：太阳方位角：当地纬度：太阳赤纬角：时角附录3（资料性）验证证书模板光伏系统验证证书初始验证周期验证客户名称安装描述额定峰值功率

安装地点安装位置测试日期测试电路联系人

60364-6检查报告编号姓名

60364-6测试报告编号地址光伏阵列检查报告编号光伏阵列测试报告编号设计、施工、检查和测试作为负责上述电气设施的设计、施工、检查和测试的责任人，我/我们（签名如下），在进行设计、施工、检查和测试的过程中履行了合理程度的技术和谨慎。据我/我们所知和所信，上述电气设施符合„„„„„„„„„„„，特此证明！签名：

日期：（签名人的责任仅限于上述工作范围）建议下一次检查日期不迟于备注附录4（资料性）检查报告模板光伏系统检查报告初始验证周期验证安装地点报告编号日期测试电路检查人概述整个系统已经按照60364-6标准要求进行检查。附录符合60364-6标准要求的检查报告。光伏阵列的设计和安装光伏阵列的设计和安装直流系统的设计、规格和安装符合了60364通用要求和60364-7-712特殊要求。直流元器件适用于连续直流运行。直流元器件适用范围覆盖了最大电流和电压（按当地温度范围和组件类型进行了修正；电流取×1.25；见60364-7-712.433:2002)。在端采用等级或等效的绝缘进行保护——是/否（优先采用等级，见60364-7-712.413.2:2002）。光伏组串的电缆、光伏阵列的电缆和光伏直流主电缆的选择和安装能够最大程度地降低接地失效和短路的风险（60364-7-712.522.8.1:2002）。接线系统的选择和安装能够承受预定的外部影响，例如刮风、结冰、温度和太阳辐射（60364-7-712.522.8.3:2002）。对于没有组串过流保护装置的系统：组串的电缆足够粗，可以承受并联组串同时出现故障时所产生的电流（60364-7-712.433:2002）。对于有组串过流保护装置的系统：过流保护装置的规格符合当地法规和组件制造商说明书的要求，见60364-7-712.433.2:2002的注。直流开关断路器安装在逆变器的端（60364-7-712.536.2.2.5:2002）。若装有阻流二极管，确认其反向电压额定值至少为所在光伏组串的2倍（60364-7-712.512.1.1:2002）。若有任何直流导线接地，确认在直流端和交流端至少有一些简单的隔离，并且接地连接的安装方式能够防止腐蚀（60364-7-712.312.2:2002）。光伏系统——过电压和电击保护若系统装有并且光伏逆变器的直流端和交流端之间没有任何简单隔离，则按照60755的规定选择B型（60364-7-712.413.1.1.1.2:2002和图712.1）。所有接线回路的面积经检查确认为最小（60364-7-712.444.4:2002）。阵列框架等电位连接已经安装（按当地法规要求）。若有等电位连接，则等电位连接导体应平行铺设并且及直流电缆绑为一束。光伏系统——交流电路的特别要求交流端提供了将逆变器隔离的措施。绝缘和开关装置正确连接，即光伏设施接在其“负载”端，而公共电网接在其“电源”端（60364-7-712.536.2.2.1:2002）。逆变器保护的设置符合当地法规。光伏系统——标签和标识所有电路、保护装置、开关和端子都带有恰当的标签。所有直流接线盒（光伏电站和光伏阵列的接线盒）都带有警告标识，说明接线盒内部的带电零部件是从光伏阵列馈电，即使