光伏发电项目并网接入系统实施方案指导.docx

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1、光伏发电项目并网挎入系统实施方案目录一光伏电站项目施工竣工验收规范指引二光伏项目（机电安装、土建）工程质验收通用表格三光伏接入系统范例技术指导四光伏电站接入电网技术规定五太阳能光伏发电系统调试规程六光伏电站的运行与维护标准指导-光伏电站项目施工竣工验收规范指引1目的为提高我国并网光伏发电系统的技术水平，保证应用于光伏系统中的电气设备安全、可靠和稳定的运行，特制定本认证技术规范。2范围a.本认证技术规范规定了并网光伏发电系统工程验收的术语、并网光伏发电系统的构成、检查和测试的内容、工程系统文件和合同符合性的检查、电气设备检查、土建和支架结构检查、电气设备及系统的测试和检查报告。b.本认证技术规范

2、适用于与低压配电网和中高压输电网并网的地面光伏发电系统,包括：固定支架和自动跟踪支架的地面光伏发电系统,光伏与建筑一体化（BlPV）发电系统和光伏与建筑结合（BAPV）发电系统，以及聚光光伏发电系统。c.本规范不适用于交流（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。3规范性引用文件及术语a.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。GB50009-2001建筑结构荷载规范GB50205-2001钢结构工程施工质量验收规范GB50204-2002混凝土结构工程

3、施工质量验收规范GB50202-2002建筑地基基础工程施工质量验收规范GB16895(所有部分)建筑物电气装置GB/T20047.1-2006光伏(PV)组件安全鉴定第1部分：结构要求GB/T20513-2006光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T18216(所有部分)交流100OV和直流150OV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/T19939光伏系统并网技术要求GB/T20046光伏(PV)系统电网接口特性IEC61215：2005地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC61646：2008地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型IEC62108：2007聚

4、光光伏(CPV)组件和装配件设计鉴定和定型IEC62446：2009并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求IEC/TR60755:2008保护装置剩余电流动作的一般要求CNCACTS0004-2009400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法b.术语1)系统电气效率Electricalsystemefficiency:系统输出功率与光伏组件在一定条件下产生的电功率之比。系统效率可由下式计算：P=POP/PSP式中：P系统电气效率；POP系统输出功率(kW)；PSP一一光伏组件产生的总功率(kW)。注：系统电气效率是可以在短时间内检查光伏系统设计合理性的一种简单检测方式。

5、2)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）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。4）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。5）报告RePorting:记录检查和测试的结果。6）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。4工作内容a.并网光伏发电系统的构成1）低压配电侧并网的光伏系统从功能上主要包括下列子系统：光伏子系统：包括光伏方

6、阵、支架、基础和汇流箱等。功率调节器：包括并网逆变器和配电设备等。电网接入单元：包括继电保护、电能计量等设备。主控和监视：包括数据采集、现场显示系统和远程传输和监控系统等。配套设备：包括电缆、线槽、防雷接地装置等。2）中压及高压输电网并网的光伏电站从功能上主要包括下列子系统：光伏子系统：包括光伏方阵、支架（跟踪和固定）、基础和汇流箱等。功率调节器：包括并网逆变器、配电设备等。电网接入系统：包括升压变、继电保护、电能计量设备等。主控和监视：包括数据采集、现场显示系统和远程传输和监控系统等。通信系统：通道、交换设备及不间断电源。（主控和监视与通信系统是分不开的）土建工程设施：机房、围栏、道路等。配

7、套设备：包括电缆、线槽、防雷接地装置等。b.检查和测试的内容表1并网光伏系统检查内容编号竣工检查项目检查标准依据(1)项目基本信息和文件项目的基本信息的提供，检查项目必要的文件资料及合同要求的技术文件(2)电站设备的合同符合性对光伏系统设备种类、技术规格、数量及主要性能进行合同符合性检查(3)光伏系统的检查检查光伏系统各分系统的功能和质量(4)光伏系统的测试对光伏系统中各分系统进行必要的测试(5)验证报告验证报告的一般性要求，初始和周期验证要求C.工程系统文件和合同符合性的检查1）项目的基本信息作为一般要求，应提供以下基本的系统信息。项目名称；额定系统峰值功率（kWp、DC或kVA、AC）；光

8、伏组件的制造商、型号和数量；逆变器的制造商、型号和数量；安装日期；试运行日期；客户名称；安装地点；项目的设计单位；项目的施工单位。2） 项目基础文件的检查基础文件包括：立项审批文件； 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； 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，还需提交与电网企业签订的售购电协议； 工程承包合同或具有法律依据的项目中标协议； 光伏组件和逆变器的制造商、型号和数量；系统安装和运行日期； 项目所有设备的采购合同；项目总体设计方案；关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的技术手册和使用维护手册；关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的

9、测试报告和认证证书；建设单位编制的工程竣工报告；建设单位提供的此工程的系统维护手册。3） 系统设计和集成信息系统应有专业的设计单位和集成单位进行系统的设计和集成，提供的信息如下:系统设计和集成单位的名称；系统设计和集成单位的联络人；系统设计和集成单位的邮政地址、电话号码和电子邮件地址。4）工程图纸一般要求: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。光伏方阵一般说明：工程图应包括以下方阵设计资料：组件类型；组件总数；组串数量；每个组串的组件数量。光伏

10、组串信息工程图应包括下列光伏组串信息：组串电缆规格的尺寸和类型；组串过电流保护装置的规格（如果有）、类型和电压/电流等级；阻断二极管类型（如果有）。光伏方阵电气说明工程图应包括下列方阵电气信息：方阵主电缆规格，尺寸和类型；方阵接线箱的位置（如适用）；直流隔离开关类型、位置和等级（电压/电流）；方阵过电流保护装置（如适用）的类型、位置和等级（电压/电流）。接地和过电压保护：工程图应包括以下接地和过电压保护信息：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；所有连接到现有的信息系统的防雷保护（1.PS）；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

11、。交流系统：接线图应包括下列交流系统信息：交流隔离开关位置、类型和等级；交流过电流保护装置的位置、类型和等级；漏电保护器的位置、类型和等级（如装有）。d.机械设计:应提供支架系统的数据表和设计图纸。1）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：系统所使用所有类型的组件的规格书一一根据IEC61730-1的要求；系统所使用的所有类型的逆变器的规格书注：系统其他重要组成部分的规格书也应考虑提供。2）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：经过验证的正确的系统操作程序；系统故障处理清单；紧急关机/隔离程序；维修和清洁的建议（如有）；光伏方阵的维护文件；光伏

12、组件和逆变器的保修文件，包括开始保修日期和保修期；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：经过验证的正确的自动跟踪系统操作程序；自动跟踪系统故障处理清单；紧急关机/隔离程序；维修和清洁的建议（如有）；自动跟踪系统用电功率和日最大用电量；自动跟踪系统的保修文件，包括开始保修口期和保修期。测试结果应提供所有测试和调试的数据文件。e.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3o1）重点检查下列主要设备：光伏组件、组串和光伏方阵的型号、规格和数量；光伏组串汇流箱的型号、规格和数量；直流配电系统的型号、规格和数量；逆

13、变器的型号、规格和数量；交流配电系统的型号、规格和数量；升压变压器和电网接入系统的型号和规格；支架系统的类型（跟踪/固定）、型号和材质；电站监控系统的型号和功能。f.电气设备检查D一般要求在安装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。首次和定期检查要求由专业人员通过专业设备来完成。2)部件质量检查一般要求通过目测和感知器官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。直流系统检查:直流系统的检查，至少包含如下项目：直流系统的设计、说明与安装是否满足GB/T16895.6要

14、求，特别是满足GB/T16895.32:2008要求；在额定情况下所有直流元器件能够持续运行，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(开路电压的修正值是根据当地的温度变化范围和组件本身性能确定;根据GB/T5CGC/GF003.1：2009(CNCA/CTS0004-2010)16895.32:2008规定，故障电流为短路电流的1.25倍)；在直流侧保护措施采用II类或等同绝缘强度(GB/T16895.32:2008类安全)；光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地故障和短路时产生的危险(GB/T16895.32:2008)；配线系统的选择和安装要

15、求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/T16895.32:2008)；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，同样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；若装设了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/T16895.32:2008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；直流隔离开关的参数是否与直流侧的逆变器(GB/T16895.32:2008)相匹配；阻塞二极管的反向额定电压至少是光伏组串开路电压的两倍如果直流导线中有任何一端接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，而且接地装置应合理安装，以避免电气设备腐蚀。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