家庭户用光伏系统第4部分：验收规范-solarbe文库

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ICS K 备案号 CPIA 中国光伏行业协会标准家庭户用光伏发电系统第 4 部分验收规范 Residential photovoltaic power generation system Part 4 Testing specification （征求意见稿） XXXX - XX - XX 发布 XXXX - XX - XX 实施中国光伏行业协会发布 CPIA XXXXX XXXX I 目次前言 II 1. 范围 1 2. 标准性引用文件 1 3. 术语和定义 1 4. 验收总体要求 2 5. 文件要求 2 6. 项目的基本信息资料 2 7. 户用并网光伏发电系统检查 3 光伏方阵布置检查 3 线缆检查 3 支架和基础检查 3 防雷接地检查 4 组件检查 4 逆变器检查 4 并网箱箱检查 4 标识检查 5 8. 户用并网光伏发电系统测试 5 安装倾角及电站安装精度测试 5 光伏方阵接地连续性 5 光伏方阵接地电阻 5 光伏组件红外热成像（ IR）测试 5 光伏方阵绝缘电阻 5 光伏系统的性能指数（ PR） 6 光伏系统效率 7 9. 测试报告 7 CPIA XXXXX XXXX II 前言本标准按照 GB/T 1.1-2009标准化工作导则第 1部分标准的结构和编写给出的规则起草。本标准由中国光伏行业协会标准化技术委员会提出并归口。本标准主要起草单位北京鉴衡认证中心、中国电子技术标准化研究院、 XXXXXXXXXXXX 本标准参加起草单位 XXXXXXXXXXXXXXXXXXX 本标准起草人 XXXXXXXXXXXXXXXXX CPIA XXXXX XXXX 1 家庭户用光伏发电系统第 4 部分验收规范 1. 范围本认证技术规范适用于户用并网光伏发电系统的验收工作。本认证技术规范主要规定了户用并网光伏发电系统在验收阶段需要完成的检查和测试内容及方法。本文件适用于直流侧系统电压不高于 1000VDC，交流侧以 220V、 380V 电压等级接入用户侧电网或公共电网的户用并网光伏系统。本文件不包含对带储能系统的户用光伏系统的验收要求，条款适用部分可用于该类系统的验收。 2. 标准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技术标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本技术标准。 GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则 GB/T 21714.2 雷电防护第 2部分风险管理 GB/T 21714.3 雷电防护第 3部分建筑物的物理损坏和生命危险 GB 50057 建筑物防雷设计规范 3. 术语和定义户用并网光伏发电系统 grid connected residential PV system 安装于民用住宅以 220V或 380V接入用户侧电网或公共电网运行的光伏发电系统。光伏并网箱 PV grid-connected combiner box 将户用并网光伏系统与用户侧电网或公共电网连接，并在内部安装计量表、断路器、隔离开关、防雷设备、剩余电流动作保护器、过欠压保护器等装置的接线箱户用系统所有权人 Residental PV system Owner 实际拥有光伏系统所有权的自然人。竣工验收 Commissioning inspection 光伏系统从工程责任方向项目所有权方移交前的验收工作。项目运维单位 Maintenance company CPIA XXXXX XXXX 2 指承担户用光伏发电系统完成竣工验收并交付使用后，向系统所有权人承担系统后续售后运维服务义务的相关单位。 4. 验收总体要求户用并网光伏发电系统在交付用户前应进行竣工验收。系统应满足各分项验收的要求，验收合格后，方可向所有权方移交。如有安装后不便于验收的项目，应在安装施工过程中完成验收，并提供相应的工程验收报告。各分项的验收应相互衔接，不宜重复验收。使用本文件验收的户用并网光伏发电系统应已经调试合格，并通过当地供电部门的并网验收。系统整体和关键设备应与系统设计文件一致，并满足家庭户用光伏系统第 2-4 部分设计规范 - 电气设计的要求。系统验收人员具备相应能力，并有相关资质。 5. 文件要求户用并网光伏发电系统在竣工验收时应具备以下基本文件 a 完成的系统图纸，包括电气图、防雷接地示意图、施工图等； b 施工纪录、施工总结、工程变更文件； c 施工过程中影像资料； d 隐蔽工程施工记录（照片形式）或验收报告； e 系统调试记录、自验收记录、试运行记录、并网记录、运维记录； f 系统安装说明书、系统使用说明说、系统关键设备移交清单、各关键设备的出厂合格证。 6. 项目的基本信息资料作为基本要求，应提供以下信息 a 业主名称及联系方式； b 项目的安装地点、经纬度信息； c 项目的设计、施工单位和运维单位名称、联系人及联系方式； d 系统额定峰值功率 kWpDC； e 系统直流额定输入电压（ V）； f 系统直流额定输入电流（ A）； g 系统交流额定输出电压（ V）； h 系统交流输出额定功率（ kW）； i 项目所用光伏组件的制造商、型号、标称功率和数量； j 项目所用逆变器的制造商、型号、额定输出功率和数量； k 项目所用并网箱及其内部断路器、隔离开关、防雷设备、剩余电流保护器等关键部件的制造商、型号和数量； l 项目所用光伏支架、交流 /直流电缆等的制造商、型号和数量； m 项目计量表位置等信息。 CPIA XXXXX XXXX 3 7. 户用并网光伏发电系统检查光伏方阵布置检查 a 光伏组件安装应平整； b 光伏方阵周边应无明显遮挡； c 光伏方阵间距应符合设计距离要求，避免行间相互遮挡。 d 光伏方阵倾角、朝向应符合设计要求。线缆检查 a 光伏组件到逆变器输入端线缆应采用光伏专用线缆，规格型号应与系统设计一致； b 电缆绝缘层应完好无破损； c 线缆未敷设于电缆沟内的部分，应采用保护套管等合适的方式进行防护； d 组件间的线缆连接宜置于支架凹槽内，避免外应力； e 线缆套管端口应进行防火封堵，例如防火泥等材料； f 光伏连接器应连接牢固，并施加外力确认连接的牢固程度； g 应使用同一厂家的同一型号的光伏连接器； h 方阵导线回路面积应采用最小的方式布线，线路敷设应与系统设计一致，并兼顾美观； i 电缆长度超过 50 米的光伏直流主电缆应采取以下任意一种安装方式进行过电压保护 1 安装在接地金属导管或线槽中； 2 采用适当的机械保护后埋入地下； 3 采用带机械防护的电缆以提供屏障； 4 通过直流侧电涌保护设备进行保护（尽可能靠近被保护设备）。 j 当使用导管或线槽时，应注意检查积水情况。支架和基础检查 7.3.1 支架外观检查 a 支架的外形尺寸（支架、压块、螺栓）应满足设计要求； b 支架的防腐性能应良好，无明显锈蚀； c 安装的支架应无明显形变； d 支架构件之间的连接应牢固、可靠，无明显偏移。 7.3.2 支架与组件之间的连接 a 采用压块固定的形式压块的安装位置应符合设计要求，压块与组件应紧密贴合；固定螺栓紧固且无锈蚀；压块与支架之间固定牢固； b 采用螺栓固定的形式连接处边框无形变；固定螺栓紧固且无锈蚀；螺栓安装用弹簧垫圈应压实，平垫与组件边框间应有足够的接触面积。 7.3.3 支架与基础的连接 a 支架与基础的连接应与设计要求相一致； b 连接应牢固可靠，方阵无偏移； c 方阵基础不应存在风化、破损等缺陷； d 支架与屋面、墙体、承重结构的连接应牢固可靠； e 屋面支架基础不应损害建筑物的主体结构； f 破坏屋顶防水层安装支架时，应复原或重新进行防水处理； g 方阵支架宜避让屋顶结构沉降缝； h 支架焊接表面应按照系统设计要求进行有效防腐处理； i 支架切割点应再次进行防腐处理，并确保支架无变形。 CPIA XXXXX XXXX 4 防雷接地检查 a 如果光伏方阵的安装使建筑物的物理特性或突出结构发生了明显变化，则建议根据 GB/T 21714.2评估防雷保护系统的必要性，如需安装，则应依据 GB/T 21714.3以及 GB 50057进行安装； b 如果建筑物上已安装雷电防护系统（ LPS），则应依据 GB/T 21714.3以及 GB 50057将光伏系统适当的整合到 LPS； c 当建筑物不要求安装直击雷防雷系统，或是独立的光伏方阵时，方阵、逆变器及设施的所有部分仍要求进行过电压保护； d 对于组件带金属边框的系统，组件边框和支架应连接到建筑物原有接地系统，或者通过引下线和接地极接地。对于组件无边框的系统，支架或附加接闪器安装高于组件，光伏系统支架应连接到建筑物原有接地系统，或者通过引下线和接地极接地。接地电阻不高于 4Ω ； e 光伏方阵使用的接闪器（如有）、引下线、等电位导体、接地极、接地连接线等构成防雷接地系统的设施应符合系统设计要求。组件检查 7.5.1 组件外观检查光伏组件的认证应满足对应国标或业内主流认证标准的要求。薄膜、 BIPV、双玻等非常规组件的外观检查，参考企业标准进行。外观检查包含组件整体、组件玻璃、电池、焊带、背板、接电线盒、边框、标识、铭牌。 7.5.2 组串一致性检查并联的光伏组串所包含的组件应为同一类型（单晶，多晶，薄膜等），应具备相同的输出功率和输出电流，杜绝混装。现场安装组件应与系统关键设备移交清单、系统设计、认证证书上规格型号一致。逆变器检查逆变器的检查至少应该包含如下项目 a 逆变器规格型号应与系统设计方案一致； b 逆变器进出线孔应封堵完好，无进水或积尘等现象（如有）； c 若采用金属箱体应防腐性能良好，现场无明显锈蚀；若采用非金属箱体应无明显形变和色变； d 通风散热良好，通风孔无堵塞，风机运转正常（如有）； e 逆变器应能够正常显示输入输出参数； f 逆变器应能正常显示相关报警信息（如有），报警提示应易于相关人员发现； g 逆变器现场接线端子应可靠连接且接触良好；逆变器金属外壳、外部散热器、安装支架等非载流导体应可靠接地； h 逆变器安装位置、安装方式、固定方式应满足相关标准及设计要求； i 逆变器额定输出功率值，现场接入标称装机容量等应与设计方案一致； j 逆变器的组串接入数和链接方式与系统设计一致。当接入相同 MPPT模块的组串数大于 3串时，应注意逆变器内部是否包含过流保护装置； k 逆变器安装高度应避免儿童或非专业人员接触。并网箱箱检查 a 并网箱外观，元器件外观质量水平，元器件布局，应与系统设计一致； b 并网箱的安装位置、安装方式、固定方式应满足相关标准及设计要求； c 并网箱内的隔离装置、断路装置、防雷装置、过流保护装置的安装位置和数量应与系统设计一致； CPIA XXXXX XXXX 5 d 并网箱电气连接应可靠连接且接触良好，外壳是金属的，需要做外壳接地； e 并网箱安装高度应考虑避免儿童或非专业人员接触； f 宜对并网箱内暴露在外的带电导体增加适当的隔离装置； g 外壳应有锁闭装置。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 所有的逆变器，并网箱等配电设备应粘贴警告标签，例如警告，双电源供电，白天带电等。说明书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 宜在以下位置注明建筑物上安装有光伏设施 1 电气设施的起点位置； 2 计量位置（当远离电气设施起点位置时）； 3 与逆变器相连的并网箱或配电板（如有）； 4 供给电源的所有隔离位置。 d 光伏方阵与逆变器的隔离处应有明显标识，所有开关应清楚地标明闭合和断开位置； e 交流主隔离开关要有明显的标识； f 应在醒目位置或紧急关机按钮位置粘贴紧急关机程序； g 光伏电缆应有永久的特殊标志，当电缆被封闭在导管或护套中，应将标志至于导管或护套外部。当有多路电缆汇入逆变器时，应分组或成对标识，以区分同一电路的正极和负极与其他组对； h 所有的标志和标签都必须以适当的型式持久粘贴在设备上，在设备的使用寿命内应清晰可辨。 8. 户用并网光伏发电系统测试安装倾角及电站安装精度测试使用倾角测试仪测试电站的实际安装倾角，应符合设计要求。用米尺测量组件行列间距、组件下沿距屋面高度，阵列间距。其距离应符合设计要求。光伏方阵接地连续性测试目的是为了测试保护装置或联接体的连接可靠性，接地连接不应该出现连接松动或者不完全接触情况。测试位置主要包括光伏组件边框之间、光伏组件边框与光伏支架之间、光伏支架与接地扁铁之间、逆变器保护接地与接地排保护连接。规定的测试位置的电阻值应小于 0.5Ω 。光伏方阵接地电阻测试目的是为了测量光伏方阵接地电阻值，以确保接地电阻值满足设计要求。测试位置主要包括接地扁铁与大地间，或接地极与大地间的电阻值。测试位置的接地电阻值应小于 4Ω 。光伏组件红外热成像（ IR）测试红外热成像测试的目的是探测现场运行组件的异常温度变化。进行红外热成像测试时，方阵应处于正常工作模式（逆变器最大功率跟踪）。通常宜在方阵面辐照度为 400W/m2以上且相对稳定的条件下进行测试。从组件或方阵正面测试，温度差应不高于 20℃。光伏方阵绝缘电阻通过正极对地、负极对地测试绝缘电阻，测试方法可分为 a 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 测试方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。使用本方法时，应尽量减少电弧放电，在安全方式下使用方阵的正极和负极短路。 CPIA XXXXX XXXX 6 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。对于小于等于 10kWp的光伏方阵，绝缘电阻应按照下表 1中的测试电压进行测试。每个被测电路的绝缘电阻值不小于下表的值即认为满足要求。表 1 绝缘电阻最低值系统电压（ V）测试电压（ V）最小绝缘电阻（ MΩ） ≤ 120 250 0.5 ＜ 600 500 1 ＜ 1000 1000 1 当系统容量大于 10kWp时，在表 1测试电压的情况下，绝缘电阻应满足绝缘电阻限值要求。表 2 对地绝缘故障探测的最小绝缘电阻限值系统容量（ kw）限值（ kΩ ） ≤ 20 30 ＞ 20且≤ 30 20 ＞ 30且≤ 50 15 光伏系统的性能指数（ PR） 8.6.1 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/T 20513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）。 𝑃𝑅 Y𝑓Y 𝑟 . . （ 1）式中 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 1kW/m2 计算得到，这里以每日等价辐照时表示。现场进行测试时，可采用公式（ 2）进行计算。 𝑃𝑅 E𝑃𝐻𝐴 𝐺0∗𝑃𝐴⁄ . . （ 2）式中 EP选定时间、电站或方阵的发电量， kWh； HA电站现地、同期太阳能辐射量， kWh/m2； G0标准辐射强度 1000W/m2； PA电站或方阵组件安装容量， kWp；具体的测试方法如下 a 利用全辐照计观测选定时段组件安装角度的辐射量； b 读取同时段电站电能计量表的发电量； c 选定时段的时长原则上不少于 2h。判定标准详见表 3，具体如下 CPIA XXXXX XXXX 7 表 3 发电性能判定标准发电性能春季夏季秋季冬季良好 ≥ 85 ≥ 90 ≥ 90 ≥ 85 正常 8085 8590 8590 8085 偏低＜ 80 ＜ 85 ＜ 85 ＜ 80 8.6.2 出具结果光伏系统的 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。在出具此部分结果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。光伏系统效率并网点功率比是并网点温度修正后的瞬时系统功率与系统标称功率的比值。如果功率比低于 85，则应抽测 1-2 块组件，测试组件 IV 曲线看衰减，同时测试逆变器在 700w/㎡辐照度下的效率，追溯导致功率比下降的原因应参照以下测试方法对并网点功率比进行计算在辐照稳定在 700 以上的环境下，使用功率分析仪、温度仪、辐照度计同时读取光伏系统并网点的瞬时功率、背板瞬时温度、组件安装倾角的瞬时辐照度。计算公式如下并网点功率比 P1−P2p 0 （ 3） P1 𝑃3∗1000𝐻 （ 4） P2（ T-25） *α *P0 （ 5）式中 P1 为并网点瞬时功率修正值； P2 为系统温度功率修正值； P0 为系统标准功率； P3 为并网点瞬时功率； H 为瞬时辐照值； T 为背板瞬时温度； α 为组件温度功率修正系数。 9. 测试报告户用并网光伏发电系统测试报告至少应包括如下内容 a 光伏电站基本信息； b 关键设备信息； c 户用并网光伏发电系统质量检查； d 户用并网光伏发电系统测试。