2024光伏电站技术监督管理标准

前 范 总 GB GB GB GB/T GB/T16935.11GB/T 晶体硅光伏(P٧)I–٧GB/T GB/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T DL/T GB NB/T NB/T NB/T IEC IEC EN50530:2010CNCA/CTS0004CNCA/CTS0009CNCA/CTS0030CNCA/CTS0031GIS)、无功补偿RRSF6断路器分合闸位置异常、SF6断路器灭弧室触头存在碎裂、SF6断路器液压（气动）机构分合闸的阀针松动或RGIS压电气设备绝缘技术监督规程”要求。各电站监督人员根据实际运行状况定期对GIS进行检查，发现异常时（如GISGIS应重点监督检查六氟化硫监测装置是否工作正过热、SF6压力异常升高或降低、SF6压力信号是否正确等现象，若存在上述现象应及时处理。GIS例行试验和诊断性试验的项目、周期、要求应符合“电力设备预防性试验规程”、“输GIS需进行绝缘红外检测，具体方法、周期、要求应符合“带电设备红外诊断应用规范”要RRRRR按交流耐压试验进行，参照“电气装置安装工程电气设备交接试验标准”执行。部位，检测方法、检测仪器、检测周期及评定准则按照“带电设备红外诊断应用规范”进行。RR11螺栓紧固的导体或RR22额定直流工作电压最小电气间隙最小爬电距离≤>250～>690～GB/T16935.1进行负极对地的绝缘电阻应大于0.5MΩ。33温升限值PCBR44温升限值65（电解型）/90（非电解型RB继电保护装置室内环境温度应在5℃～30℃范围内，若超过此范围应装设空调。2级以上人员签表5所示。表 220kV以上全部校验周期0.5绝缘电阻测定，一般情况下用1000٧兆欧表进行。41121l）电能量计量系统；104531年或厂家规定值。发电量的CNAS的国家级第三方检测机构出具的报告，报告应清过CNAS的国家级第三方检测机构出具的电压适应性测试报告。CNAS的国家级第三方检测机构出具CNAS的国家级第三方检测机6506850％CNASt1t2（t2－t1＞10min）时间段的有功功率输出，t1宜选取光伏电站输出电流大于额定电流0.5%的时刻。计算从t1开始的1min时间段内所有0.2s有功功率平均值，记录最大值为P1MAX。e）计算从t1开始的10min时间段内所有0.2s有功功率平均值，记录最大值为P10MAX。f）5次。CNAS的国家级第三方检测行5min。于1.2٧N时，无功补偿装置可退出运行。功电源按照“”中的低电压穿越无功支持的要求发出无功功率。注：٧N电网额定电压。A9109A相电压偏差35kV20kV及以下三相供电电压偏差不超过标称电压B相电压偏差C相电压偏差A相频率偏差B相频率偏差C相频率偏差A相电流总谐波B相电流总谐波C相电流总谐波公共连接点的负序电压不平衡度应不超过0.5%10A相电压偏差35kVB相电压偏差C相电压偏差A相频率偏差B相频率偏差C相频率偏差A相电流总谐波B相电流总谐波C相电流总谐波2.6%0.5%于1次/年，分别按照附录Q对应表格进行记录。1)所示：1）1.5M1.5N1.501.5P1.5Q。12金属监督100%20%进行紧固力矩检查应紧固，若不符合要求则需进行100%紧固处理。CNAS的第三方国家级检测机构出具的型式试验报CNAS的第三方国家级检测机构出具的型对于确认有产气故障的变压器或电抗器，应视其具体情况，作出立即停电或跟踪分析的具体且至少有3级以上人员签名确认。113030%。312要求，另外核查六氟化硫运行设备的检漏，一般根据其设备压力的变化情况来确定检漏次数，设备的年漏气率应不大于总气量的0.1%；11DL/TDL/TDL/TGB/T酸度（HF计）DL/T可水解氟化物（HF计DL/TDL/TDL/T表12项周方GB/T湿度3DL/T506和DL/T1DL/T1DL/T纯度1DL/TDL/T可水解氟化物（HF计DL/T13所示。表 30μL/L湿度空气0.01纯度少有3级以上人员签名确认。127MPa1.04kg/L；钢瓶设计压力为8MPa时，充装系数不大于1.17kg/L；钢瓶设计压力为12.5MPa时，充装系数不大于5min72h15min，准15min5min采集信息需满足附录D要求b）5F，另外考虑到光伏电站清6t/MWp。c）I–٧曲线与参数的功能；C,1J,根据电站实际情况进行相关测试但不能少于1次/年。5.1314个典型日的逆变器全天输入/输出曲线，按照附录K进行。44个典型日逆变器的转太阳辐照度、环境温度和组件温度，测试表格按照附录L进行。MPPTEN50530:2010MPPTMPPT5.15的单位和个人，应给予表彰和奖励。图BB.1 □

C（规范性附录）STC(P٧I–٧–I–٧5.1章要求，对被测光伏组件背板表面温度、被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背板表面温度与I–٧曲线特性TSMd）计算温度差dT=TSA–TSMTJR0=(٧0C–k*VOC_STC)/β+25℃ ——β——k1000W/m2CkK1ISC_STCVOC_STC,IMPP_STCVMPP_STC0202表D.1D.1间隔层基本遥测信息（续ABCABCABCA相谐波B相谐波C相谐波D.1间隔层基本遥测信息（续ABC表D.2D.2间隔层基本遥信信息（续表E（规范性附录）修正方法：仅对电流进行线性等比例修正，不对电压进行修正（认为700W/m2以上光强的变化结温，或方法B根据不同辐照度下开路电压推算结温。依据推算出的结温和温度系数对电流、电压简化修正：在辐照度高于700W/m2时，实际测量光伏组件的背板温度，以此作为电池结温。以修正功率Px，测试温度Tc，测试光强Qc；电流温度系数α，电压温度系数β，功率温度系数δSTC1000W/m2251：如果有污渍遮挡基准片（光伏电池的断路电流与污渍遮挡程度呈线性关系），则可以不I–٧STC条件（E）。计算公式：组串灰尘当前损失=（组串清洁后修正功率值–组串清洁前修正功率值）105表F.1测试组串位组件背板温度电池结温测试功率 修正到STC条测试组串位组件背板温度环境温度测试组串位组串清洁前修正功率值(W)值（W）组串灰尘当前损失计算Х10%G（规范性附录）G.1100%；100%；表G.1–*10%表H.1Voc辐照度修正后（α=0.0045，β=-0.1286）Voc热斑组件功率损失%（1比较热斑组件功率损失%（2比较E表J.1VocIscVmppPmax隐裂组件功率损失%（1比较表K.1进行记录；700W/m2I−V曲线，同时记录STC条件（E），同标称功率比较，得到光伏组件功率衰降2I−V曲线，并与标准组件初始值表K.1/电池结修功(W/表度率表M.1输出有功度率检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）组串出口直流电压(Vzc)和汇流计算公式：Vzc–Vhr=直流导线电压差ΔVΔV/Izc=直流导线电阻RdcISTCxRdcSTCΔVSTCΔVSTC/VSTCx100=单组串直流线损（%）平均组串到汇流箱直流线损=近、中、远直流线损的平均值表N.12（中3（远光强P（规范性附录）出口直流电压(Vhc)和逆变器入口直流电压(Vnr)Idc，同时记录光c)计算公式：按照下式求出直流线损：Vhc–Vnr=直流导线电压差ΔVΔV/Idc=直流导线电阻Rdc, xRdc=STC条件下的直流压降ΔVSTC x100=单汇流箱直流线损（%）应超过1.5%检测结果记录按照表P.1进行。表P.1光强Q（规范性附录）b）测试条件：辐照度≥700W/m21.5%表Q.1R（规范性附录）b）测试条件：辐照度≥700W/m2c）判定标准：≤1.5%R.1表S（规范性附录）表