光伏发电系统验收测试技术规范

('1光伏发电系统验收测试技术规范TechnicalRequirementsforCommissioningTestofPVSystemsI2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。GB5007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。33.3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；4d)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，5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；6b)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：7h)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。85.3.1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9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。10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11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12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13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≤1202500.5<6005001<100010001测试方法2≤1202500.5<6005001<100010001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）3020到30（含）2030到50（含）1550到100（含）10100到200（含）7200到400（含）4400到500（含）2500以上（含）18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。14Rp=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。\uf068tot,?=Euse,τ⁄(??×??×∑??)…………………………（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。15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16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：17a)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18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。',)