4-1 并网光伏系统文件、检查及测试技术规范 T CPIA 0010

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ICS 27.160K83 T/CPIA 0010 2019并网光伏系统文件、检查及测试技术规范 Technical specifications for documentation, inspection andtesting of grid-connected photovoltaicPV system 2019-1-28发布 2019-3-1 实施中国光伏行业协会发布团体标准 T/CPIA 00102019 I 目次前言 .III1 范围 .12 规范性引用文件 .13 术语和定义 .24 并网光伏系统分类 .45 检查和测试的抽样 .45.1 检查项目抽样 45.2 测试项目抽样 56 系统文件要求 .6 6.1 一般要求 66.2 系统数据 66.3 系统竣工图纸 76.4 规格书 86.5 应急系统 86.6 运行和维护信息 86.7 测试结果和调试数据 87 验证 .87.1 一般要求 87.2 检查 97.3 测试 118 测试程序 I类测试 158.1 接地保护和 /或等电位连接导体的连续性测试 15 8.2 极性测试 158.3 组串汇流箱测试 168.4 组串开路电压测试 168.5 光伏组串短路电流测试 178.6 功能测试 188.7 方阵绝缘电阻测试 189 测试程序 Ⅱ 类测试 .199.1 一般要求 199.2 组串 I-V 曲线测试 199.3 光伏方阵红外热像检测程序 209.4 组件电致发光（ EL）测试 219.5 组件功率衰减测试 219.6 系统性能比（ PR）测试 22 9.7 电网接入性能测试 2210 测试程序附加测试 .22 T/CPIA 00102019 II 10.1 对地电压（电阻接地系统） 2210.2 隔离二极管测试 2210.3 光伏方阵湿绝缘测试 2210.4 遮挡评估 2210.5 建筑结构测试 2310.6 系统污渍和灰尘遮挡损失测试 2310.7 系统串并联失配损失 2310.8 直流线损 2310.9 交流线损 2311 验证报告 .2311.1 一般要求 2311.2 初始验证 2311.3 定期验证 24 附录 A（规范性附录）光伏系统性能比（ PR）测试方法 .25A.1.目的 .25A.2.测试条件 .25A.3.特殊情况 .25A.4.测试仪器 .25A.5.系统性能比 PR 计算 .25A.6.标准系统性能比 PR STC计算 25A.7.年平均温度系统性能比 PR′ annual-eq计算 25附录 B资料性附录 I-V曲线的分析 26B.1一般要求 26B.2 变化 1 曲线上有台阶和缺口 26B.3 变化 2 低电流 27B.4 变化 3 低电压 27B.5 变化 4 圆滑的弯曲阶段 27B.6 变化 5 斜率减小的垂直阶段 28B.7 变化 6 斜率增大的水平阶段 28附录 C资料性附录组件最大反向电流的确定 29 T/CPIA 00102019 III 前言本标准根据 GB/T 1.1-2009给出的规则起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。本标准由中国光伏行业协会标准化技术委员会归口。本标准起草单位中国建材检验认证集团股份有限公司、北京鉴衡认证中心有限公司、浙江正泰新能源开发有限公司、江苏固德威电源科技股份有限公司、杭州禾迈电力电子技术有限公司、杭州杭开电气有限公司、北京曙光新航科技有限公司、英利能源（中国）有限公司、浙江昱能科技有限公司、华为技术有限公司、远景能源有限公司、华润电力控股有限公司、江山永泰投资控股有限公司、湖南红太阳新能源科技有限公司、特变电工新疆新能源股份有限公司。本标准主要起草人王立闯、刘睿、李春阳、李洋、孙琳琳、周承军、江涛、刘琪、黄文琦、王聪、张志强、孙仲刚、李英叶、蒋国峰、刘金龙、黄重月、李振豹、杨建、戴仁德、张盛忠、李孟蕾、肖鹏军、王黎、王冬、胡晓阳、霍继钊、刘志民、邸忠华。 T/CPIA 00102019 1 并网光伏系统文件、检查及测试技术规范1 范围本标准规定了并网光伏系统的术语和定义、并网光伏系统分类、检查和测试的抽样、文件要求、检验、测试程序及验证报告。本标准可用来验证系统的安装是否安全以及操作正确与否，也可用于定期验证测试。本标准仅适用于并网光伏系统，不适用于储能系统（如含电池的储能系统）或混合系统，聚光光伏系统可参考使用。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，仅所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。GB/T 2828.12012 计数抽样检验程序第 1部分按接收质量限（ AQL）检索的逐批检验抽样计划GB/T 6495.1-1996 光伏器件第 1部分光伏电流 -电压特性的测量GB/T 16895.23 低压电气装置第 6部分检验GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 32512 光伏发电站防雷技术要求GB 50217 电力工程电缆设计标准GB 50344 建筑结构检测技术标准NB/T 32004 光伏并网逆变器技术规范T/CPIA 0011.4-2019 户用光伏并网发电系统第 4部分验收规范标准CNCA/CTS 0016-2015 并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范IEC 60891 光伏设备 - 温度和辐照度修正测量 IV特性程序（ Photovoltaic devices - Procedures for temperature and irradiance corrections to measured I-V characteristics）IEC 60904-1 光伏器件 .第 1部分光伏电流 -电压特性的测量（ Photovoltaic devices - Part 1Measurement of photovoltaic current-voltage characteristics）IEC/TS60904-13 光伏器件 -第 13部分光伏组件电致发光（ EL）测试（ Photovoltaicdevices- Part13 Electroluminescence of photovoltaic modules）IEC 61010 测量、控制和实验室用电气设备的安全要求（ Safety requirements for electricalequipment for measurement, control, and laboratory use）IEC 61557 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（ Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1000V a.c. and 1500Vd.c.-Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures ）IEC 61724-12017 光伏系统性能第 1部分监测（ Photovoltaic system performance –Part 1Monitoring）IEC 61730-1 光伏组件安全鉴定第 1部分结构要求（ Photovoltaic PV module safety qualification - Part 1 Requirements for construction）IEC 61730-22016 光伏 PV组件的安全鉴定第 2部分测试要求 PhotovoltaicPV modulesafety qualification-Part 2Requirements for testing T/CPIA 00102019 2 IEC 61829 光伏方阵 I-V特性现场测量 Photovoltaic PV array On-site measurement of I-VcharacteristicsIEC 625482016 光伏方阵 -设计要求（ Photovoltaic PV arrays – Design requirements）EN 503802017 光伏组件的数据表和铭牌信息（ Datasheet and nameplate information forphotovoltaic modules）3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1交流组件 alternating current module 集成了逆变器且只有交流输出端口的光伏组件。3.2电缆型号 cable type确定线缆等级、特定用途或使用环境的描述。注很多国家使用一组代码来表示（例如 “ H07RNF” ）3.3规格书 data sheet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。3.4检查 inspection通过眼、鼻等器官或设备对设施进行检查，以确定其设备的选择是否合适、安装是否正确。3.5逆变器 inverter将直流电转换成单相或多相交流电的电能转换装置。3.6微型逆变器 micro inverter 直流输入电压小于 120V且交流额定输出电压不超过 600V的光伏逆变器。3.7组件集成电子装置 module integrated electronics安装在光伏组件上用于提供控制、监测或能量转换功能的电子设备，如优化器等。注组件集成装置可以在工厂安装或现场组装。3.8 T/CPIA 00102019 3 光伏方阵 photovoltaic array由光伏组件、光伏组串或光伏子方阵电气互联形成的组合。3.9光伏电池 photovoltaic cell具有光生伏特效应（即通过非热效应的转换将辐射能转换为电能）的最基本元件。3.10光伏组件 photovoltaic module具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的，最小不可分割的光伏电池组合装置。3.11 光伏组串 photovoltaic string由一个或多个光伏组件串联而成的电路单元。3.12光伏组串汇流箱 photovoltaic string combiner box连接多个光伏组串的汇流装置，通常包含过流保护装置、电子器件和 /或隔离开关。3.13交流汇流箱 combiner box连接多个光伏逆变器交流输出的汇流装置，通常包含过流保护装置、电子器件和 /或隔离开关。3.14 最大串联熔断电流值 maximum series fuse ratingIEC 61730-2中规定的光伏组件最大过电流保护值，记做 IMOD_MAX_OCPR。3.15报告 reporting记录检查和测试的结果。3.16测试 testing按照设施的要求，通过适当的测量设备对其特定的预期用途或应用的确定，用于证明其有效性。注包括通过适当的测量设备来获得数据，这些数据不是通过检查的方法得到。3.17验证 verification按照设施的要求，对其特定的预期用途或应用的确定，包含检查、测试和报告。3.18 T/CPIA 00102019 4 隔离二极管 blocking diode与光伏组件、子方阵及方阵串联的二极管，用于防止反向电流流过。3.19户用并网光伏发电系统 grid connected residential photovoltaic 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交流输出额定功率不超过 30kW光伏发电系统。3.20系统性能比 performance ratioPR 光伏等效利用小时数与峰值日照时数的比值，用百分比表示，可以反映由于阵列温度和系统部件的低效率或故障（包括系统部件的平衡）而导致的系统输出损失的总体影响，是评估光伏电站质量的综合性指标。测试和计算方法见附录 A。3.21标准性能比 standard performance ratioPR STC将光伏组件实际温度修正到标准结温（ 25℃ ）后的系统性能比，排除了不同气候区温度差异的影响，用于比较不同气候区光伏电站的质量。测试和计算方法见附录 A。3.22年平均温度性能比 annual-temperature-equivalent performance ratioPR annual-eq将测试期间的光伏组件实际温度修正到预期的年平均工作温度后得到的系统性能比，无论在何时测试，其值均接近年系统性能比。测试和计算方法见附录 A。4 并网光伏系统分类按照电站规模和复杂程度分类 a 小型系统并网电压等级 400V及以下，装机容量不大于 400kW的并网光伏系统。b 中型系统并网电压等级 10kV35kV，装机容量不大于 30MW的并网光伏系统。c 大型系统并网电压等级 35kV以上，装机容量大于 30MW的并网光伏系统。5 检查和测试的抽样 5.1 检查项目抽样按关键设备型号划分抽样单元，抽样原则见表 1。接收质量限 AQL应在合同中规定或由负责部门制定，但应避免 AQL与检验水平的不协调。 T/CPIA 00102019 5 表 1 检查项目抽样表类别抽样单元检查项目抽样数量直流系统方阵一般要求 GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）电击防护绝缘故障保护过电流保护接地连接保护防雷击 /过电压保护电气设备的选择和安装交流系统逆变器所有检查内容 GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）结构方阵安全评估 100标识方阵标签标识 GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）5.2 测试项目抽样按关键设备型号划分抽样单元，抽样原则见表 2，接收质量限 AQL应在合同中规定或由负责部门制定，但应避免 AQL与检验水平的不协调。表 2 测试抽样表类别抽样单元测试类别检查或测试项目抽样数量交流系统逆变器 I类所有测试 GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）直流系统方阵 I类接地保护和 /或等电位连接导体的连续性测试 GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）极性测试 GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）汇流箱测试组串开路电压测试组串电流测试功能测试绝缘电阻测试方阵 Ⅱ 类组串 I-V曲线测试红外测试 T/CPIA 00102019 6 表 2 测试抽样表（续）类别抽样单元测试类别检查或测试项目抽样数量直流系统组件 Ⅱ 类 EL测试 GB 2828.1-2012 S-4（正常抽样水平）功率衰减测试电网接入性并网点 Ⅱ 类电能质量 100有功 /无功功率控制能力低电压穿越（适用时）电压 /频率适应能力防孤岛保护（电网侧并网时不需要）附加测试附加测试的抽样不做要求，由业主、设计单位、施工单位根据测试目的协商确定。6 系统文件要求6.1 一般要求本章列出了并网光伏系统安装后需要提供的最基本的文件，确保业主、检查人员、运维工程师可获得所需的关键系统数据，这些文件包括基本的系统数据、系统竣工图纸、规格书、应急系统以及运行和维护信息。6.2 系统数据6.2.1 系统基本信息应提供下列最基本的系统信息。系统 “ 铭牌 ” 信息通常呈现在文件档案的封面上。a 项目名称（适用时）；b 系统额定功率（ kW DC或 kVA AC）；c 光伏组件和逆变器的生产厂家，型号和数量；d 竣工日期；e 试运行日期；f 业主名称；g 所在地址；h 合规性文件（立项审批、用地许可等）；i 并网点数量及电压等级；j 建筑结构安全评估报告（适用时）。6.2.2 系统设计单位信息应至少提供系统设计单位的下列信息。当存在多家设计单位时，应说明每家单位在本项目中的作用。a 系统设计单位的名称；b 系统设计单位的联系人；c 系统设计单位的邮政地址、电话号码及电子邮件地址；d 系统设计单位的资质信息。6.2.3 系统集成单位信息应至少提供系统集成单位的下列信息。当存在多家集成单位时，应说明每家单位在本项目中的作用。a 系统集成单位名称；b 系统集成单位联系人； T/CPIA 00102019 7 c 系统集成单位邮政地址、电话号码及电子邮件地址；d 系统集成单位的资质信息。6.3 系统竣工图纸6.3.1 概述应至少提供主接线图，接线图应该标注 6.3.26.3.6中包含的信息。注这些信息要标注在主接线图上，当大型系统的接线图位置不够时，这些信息可以另外列在一个表格中。6.3.2 光伏方阵一般说明工程图或系统规范书应包括以下方阵设计资料 a 组件型号；b 组件总数； c 组串数量；d 每个组串的组件数量；e 明确每个组串对应连接的逆变器；f 明确每个组串对应连接的汇流箱。当一个方阵包含多个子方阵时，工程图应体现出方阵子方阵的设计布局，以及每个子方阵的所有上述信息。6.3.3 光伏组串信息工程图或系统规范书应包括下列光伏组串资料 a 组串电缆的规格和型号；b 组串过电流保护装置（如果有）的型号及电压 /电流等级；c 隔离二极管型号（如果有）。 6.3.4 光伏方阵电气说明工程图或系统规范书应包括下列方阵电气信息 a 方阵主电缆的规格和类型；b 组串汇流箱位置（如适用）；c 直流隔离开关的位置和等级（电压 /电流）（如适用）；d 方阵过电流保护装置（如适用）的型号、位置和等级（电压 /电流）；e 如适用，其他方阵电气保护电路（例如故障电弧检测装置）的型号、位置和等级。6.3.5 交流系统工程图或系统规范书应包括下列交流系统信息 a 交流隔离开关的位置、型号和等级；b 交流过电流保护装置的位置、型号和等级； c 漏电保护器的位置，型号和等级（如果有）。6.3.6 接地和过电压保护工程图或系统规范书应包括下列接地和过电压保护信息 a 接地 /连接导体详细信息规格和型号，包括方阵框架等电位连接电缆的详细信息（如果有）；b 所有连接到现有防雷系统（ LPS）的详细信息；c 所有安装的浪涌保护装置（包括交直流线路）的详细信息，包括位置、型号和等级（如果有）。 T/CPIA 00102019 8 6.3.7 组串布置图含有三个及以上组串的系统，应提供光伏系统布置图，布置图应清晰地显示出方阵和组串的连接关系，布置图还应显示组件、运维通道、电气设备、线缆布置等信息。6.3.8 支架系统设计图应提供方阵支架系统的设计图和设计说明，支架系统安全设计说明书。6.4 规格书作为基本要求，应提供下列系统部件的规格书 a 所有类型组件的规格书，应满足 IEC 61730-1的要求。提供光伏组件关键原材料（电池、盖板玻璃、胶粘剂、背板、铝边框、密封胶、接线盒等）的信息，包括制造商、型号及等级；b 所有类型逆变器的规格书； c 其他重要的系统部件的规格书也需要提供。6.5 应急系统应提供光伏系统的所有应急系统资料（火灾报警，烟雾报警，快速关断装置等），应包括运行和设计的详细信息适用时。6.6 运行和维护信息运行和维护信息应至少包括下列内容 a 确认系统正确运行的程序；b 系统故障处理检查表；c 紧急关机 /隔离程序；d 适用时，对系统中机械、土木和电气部分的维护和清洁建议；e 光伏方阵相关的建设工程规划情况（例如屋顶的施工）； f 光伏组件和逆变器的质量保证文件包括生效日期和质保期；g 人工操作或防风防雨的保证文件；h 防积雪或异物坠落设施信息。6.7 测试结果和调试数据应提供所有测试和试运行数据的记录，至少应包括第 7章中规定的测试结果。7 验证7.1 一般要求本章提出了对并网光伏系统的验证要求，包括初次和定期验证，并引用了 GB/T16895.23 中的适用部分，同时详细规定了附加测试要求。并网光伏系统的验证大多参考了 GB/T 16895.23，该标准提供了所有电气设备初次和定期验证的要求。每个子系统和部件在施工阶段及施工完成后，交付业主使用之前，都应依据 GB/T16895.23 验证合格。初次验证应确保测试结果满足 GB/T 16895.23的要求。对于增加或更换设备，应符合 GB/T 16895.23标准的要求，并且不能影响现有设备的安全。新系统、新增设备或现有设备的更换，均应进行初次验证。为确保系统及其部件满足正常使用要求，应进行定期验证。光伏系统定期验证的时间间隔不应超过与其相连的交流电力系统定期验证的时间间隔。 T/CPIA 00102019 9 7.2 检查7.2.1 一般要求检查应在测试之前进行，通常在设备通电前完成。检查应符合 GB/T 16895.23 的要求。如果安装完成后不容易靠近线缆，那么接线检查工作应在安装之前或安装期间进行。针对并网光伏系统，检查应包括下列项目。7.2.2 直流系统的一般要求直流系统的检查应至少包括下列验证内容 a 直流系统的设计与安装应满足 GB/T 16895.23和 IEC 625482016的要求；b 安装在建筑物上的光伏方阵的最大系统电压不应超过 1000V；系统电压不大于 60V的系统，允许人员直接接触； 60V＜系统电压 ≤ 1000V的系统，应安装危险电压警示标识或隔离措施围栏等来限制非专业人员进行安装和维护，宜安装电气隔离装置（直流开关等）； c 系统电压大于 80V且应用在木质等可燃建筑物上的光伏系统、建筑光伏一体化屋面发电系统（同时具备屋顶功能和光伏发电功能的一体化屋面）或其它形式的建筑光伏一体化发电系统，宜安装安全保护装置（如快速关断装置、直流弧监测装置等），当保护装置动作后，光伏方阵 3米范围内或建筑物 1.5米范围内的导体电压应在 30s内降低到 80V以下，光伏方阵 3米范围外或建筑物 1.5米范围外的导体电压应在 30s内降低到 30V以下，以确保在特定条件下（如火灾发生时）的人身安全。7.2.3 直流系统的电击防护直流安装的检查应至少包括以下验证电击防护措施 a 提供超低压保护措施（安全超低压 SELV/保护超低压 PELV）；或b 直流侧保护措施采用 Ⅱ 类或等同绝缘强度；c 光伏组串和方阵电缆的选择和安装应尽可能降低接地故障和短路时产生的危险，通常采用具有双重绝缘或加强绝缘的电缆。 7.2.4 直流系统的绝缘故障保护直流安装的检查应包括验证防绝缘故障保护措施 a 直流任意一极具有功能性接地时，逆变器内部或交流侧应具有电气隔离措施；b 检查人员应具有电气隔离和功能接地的相关知识，以判断绝缘故障保护措施是否正确有效。c 按照 IEC 625482016的要求安装光伏方阵绝缘阻抗检测和报警系统 ,或注该功能通常由逆变器提供。d 按照 IEC625482016的要求安装光伏方阵残余电流检测和报警系统。当逆变器带隔离变压器且符合 NB/T 32004要求时，可以不安装上述装置和报警系统。注该功能通常由逆变器提供。7.2.5 直流系统的过电流保护直流安装的检查应包括验证直流电路中的过电流保护措施