精选并网光伏发电系统工程验收基本要求.docx

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1、并网光伏发电系统工程验收根 本要求CGC/GF003.1 : 2023 (CNCA/CTS 0004-2023) 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。中压及高压输电网并网的光伏电站从功能上主要包括以下子系统： 光伏子系统：包括光伏方阵、支架(跟踪和 固定)、根底和汇流箱等。 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。

2、 (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。 配套设备：包括电缆、线槽、防雷接地装置 等。5检查和测试的内容编号(1)工矗嘉I售空建假绩随曼禅赞料要电站设备的CGC/GF003.1 ： 2023CNCA/CTSLAI /G辐窜体叁磔穹工”丕尊理 验证港拶前之熊城笠次，仞6工程系统文件和合同符合性的检查CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)6.1 工程的根本信息,应提供以下根本的系统信息。,应提供以下根本的系统信息。或 kVAAC)；求；.期要称安设施 般名的.的O 一程0声1议; e) f) g) h)i)工程所有设备的采购合同

3、;工程根底文件的检查根底文件包括：a）立项审批文件；b）占用荒地的，需提交工程的用地许可；与建筑结合的，需提交建筑安装许可；c）并网发电工程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；d）工程承包合同或具有法律依据的工程中标协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； 工程总体设计方案；关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的技CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023) 术手册和使用维护手册；j）关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的测试报告和认证证书;k）建设单位编制的工程竣工报告;1）建设单

4、位提供的此工程的系统维护手册。6.1.1 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：a）系统设计和集成单位的名称;b）系统设计和集成单位的联络人;c）系统设计和集成单位的邮政地址、 号码和电子邮件地址。6.1.2 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。6.2.2.1 光伏方阵一般说明工程图应包括以下方阵设计资料:CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-

5、2023)件；件；串一口一 一二一 XV 二二 ; 固型建数势* a)类b)总C)数件；件；串一口一 一二一 XV 二二 ; 固型建数势* a)类b)总C)数d）每个组串的组件数量。1.1.1.1 伏组串信息工程图应包括以下光伏组串信息：a）组串电缆规格的尺寸和类型；b）组串过电流保护装置的规格（如果有）、类型和电压/电流等级；c）阻断二极管类型（如果有）。6.2.2.4 光伏方阵电气说明工程图应包括以下方阵电气信息：a） 方阵主电缆规格，尺寸和类型；b）方阵接线箱的位置（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）

6、。6.2.2.5 接地和过电压保护CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)工程图应包括以下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。6.2.2.6 交流系统接线图应包括以下交流系统信息:a）交流隔离开关位置、类型和等级；机械设计应提供支架系统的数据表和设计图纸。6.2.3 主设备技术规格书作为根本要求，规格书应提供以下关于系统组成 局部的信息：运行和维护信息提供操作和维护的资

7、料，至少应包括以下内容:a）经过验证的正确的系统操作程序;、上-wnd)d)CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)维修和清洁的建议(如有)；e)R翻镂, g）易损件表。像葆修文件，包括开始保修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)密翻黑晨修日期6.2.4 测试结果应提供所有测试和调试的数据文件。6.3电站设备合同符合性的检查合回或合回或圈检鬻1 股脑髀 次方阵的型号、规格和数b）光伏组串汇流箱的型号、规格和数量;C）直流配电系统的型号、规格和数量； d）逆变器的型号、规格和数量；e）交流配电

8、系统的型号、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）支架系统的类型（跟踪/固定）、型号和材质; h）电站监控系统的型号和功能。7电气设备检查10CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)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/T 16895标准，并且不能损害现有设备的平安性能。首次和定期检查要求由专业人员通过专业设备来完成。7.1 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、标识和平安性是否满足GB/T 16895要求。7.1.1 直流系统检查直流系统

9、的检查，至少包含如下工程：a）直流系统的设计、说明与安装是否满足GB/T 16895. 6 要求，特别是满足 GB/T 16895. 32:2023 要 求；b）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/T11CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)16895. 32:2023规定，故障电流为短路电流的1. 25c)在直流侧保护措施采用II类或等同绝缘强度(GB/T 16895. 32:2023 类平安);d)光伏组串电缆，光伏方阵

10、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/T 16895.32:2023)；e)配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在因素的影响，比方风速、覆冰、温度和太阳辐射fGR/T52-9091 16895. 32:2023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直流侧的逆变器(GB/T 16895. 32:2023)相匹配;i)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(GB/T 16895.32:2023)；j)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别离装置，而且接地装 置 应合理安装，以

11、防止电气设备腐蚀。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/T 16895. 32:2023)o注2：组件生产商一般不提供组件反向额定电流Qr)值，该值视为组件额定过电流保护的L 35倍。注3：根据IEC 61730-1标准要求由生产商提供组件额定过电流保护值。12CGC/GF003.1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)太阳光伏组件检查太阳光伏组件的检查应包括如下工

12、程：a）光伏组件必须选用按IEC 61215, IEC 61646或IEC61730的要求通过产品质量认证的产品；b）材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求 的产品，并经过常规检测、质量控制与产品验收程 序；c）组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的 标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章 的要 求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、 开路电压、短路电流；有合格标志；附 带制造商 的贮运、安装和电路连接指示；d）组件互连应符合方阵电气结构设计；e）对于聚光型光伏发电系统，聚光光伏型组件 必须要选用按IEC62108的要求通过产品质量 认证 的产品；材料和元件应选用

13、符合相应的图纸和工艺 要求的产品，并经过常规检测、质量控制 与产品 验收程序。组件产品应是完整的，每个聚光光伏组 件上的标志应额定输出功率（或电流）、额定工作电 压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造 商的贮运、安装和电路连接指示。7汇流箱汇流箱检查应包括如下工程：a）产品质量应平安可靠，通过相关产品质量认证；13CGC北京鉴衡认证中心认证技术标准CGC/GF003.1: 2023(CNCA/CTS0004-2023)并网光伏发电系统工程验收根本要求Basic acceptance requirements for grid-connected PVsystems2023-08-09 实

14、施2023-08-09 发布北京鉴衡认证中心 发布CGC/GF003.1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)b）室外使用的汇流箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求；C）采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；d）采用绝缘高分子材料加工的，所选用材料应有良好的耐候性，并附有所用营料的说明书、材,证明书等相关技术资料;e）汇流箱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，应采用铜质零件;14CGC/GF003.1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023） f）各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线 端子与汇流箱接地端绝缘电阻应

15、不小于1MQ（DC500V）o直流配电柜检查在较大的光伏方阵系统中应设计直流配电柜，将 多个汇流箱汇总后输出给并网逆变器柜，检 查工 程应包括如下：a）直流配电柜结构的防护等级设计应能满足使用环境的要求;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;护装置;）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。连接电缆检查连接电缆检查应包括如下工程：a）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；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

16、端应采用连接端头,并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。7.1.2 触电保护和接地检查触电保护和接地检查，至少应该包括如下内容：a） B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作15CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)后才允许投入使用；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）光伏方阵框架应对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 电局部与接地体连接起来。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

17、、交直流配电 柜、并网功率调节器柜、电流桥架应保证可靠 接 地，接地应有防腐及降阻处理。7.1.3 交流系统检查光伏系统交流局部的检验，至少包含以下工程：a）在逆变器的交流侧应有绝缘保护；b）所有的绝缘和开关装置功能正常；c）逆变器保护。7.1.3.1 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，应选用通过认证的产品。724.2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、局部主控和监视功能的设备。交流配电设 备16CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)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

18、。交流配电设备主要特征参数包括：标称 电压、标称电流。自动跟踪系统检查自动跟踪系统的检查， 至少包含如下工程：a）自动跟踪系统的导线应具备防护措施;17CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）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。系统运行检查测量显示逆变设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示。参数测量精度应不低于L5级。测 量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、 交流输出电压、输出电流、功率因数；状态指示显示逆变设备状态（运行、故障、停机等）。显

19、示功能：显示内容为直流电流、直流电压、直 流功率、交流电压、交流电流、交流频率、功率因数、交流发电量、系统发电功率、系统发电 量、气温、日射量等。状态显示主要包括运行 状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等。7.2.5.1 数据存储与传输并网光伏发电系统须配置现地数据采集系统，能 够采集系统的各类运行数据，并按规定的协 议通 过GPRS/CDMA无线通道、 线路或Internet公众 网上传。7.2.5.2 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：CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）a）输出过载、短路保护

20、；b）过电压保护（含雷击保护）；c）漏电保护功能。7.3标签与标识光伏系统标签与标识的检查，至少包含如下工程：a）所有的电路、开关和终端设备都必须粘贴相应的标签；b）所有的直流接线盒（光伏发电和光伏方阵接线 盒）必须粘贴警告标签，标签上应说明光伏 方阵接 线盒内含有源部件，并且当光伏逆变器和公共电网 脱离后仍有可能带电;c）交流主隔离开关要有明显的标识;d）并网光伏系统属于双路电源供电的系统，应在 两电源点的交汇处粘贴双电源警告标签；e）应在设备柜门内侧粘贴系统单线图；f）应在逆变器室适宜的位置粘贴逆变器保护的设定细节的标签；g）应在适宜位置粘贴紧急关机程序；h）所有的标志和标签都必须以适当的

21、形式持久粘贴在设备上。8土建和支架结构检查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19CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)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。 至少应该满足以下要 求：a) 土建和支架结构 应该满足设计强度的要 求；b) 土建和支架结构 应该满足当地环境的要 求；c) 土建和支架结构 应该满足相关标准的要 求。8.1 方阵支架20决、定筏 、光、T口卷oal、2 VTST fflf Ms .1 ftH9 mf 1 械M即1,6Cfsff Ms

22、 BssIIA佯式一设I笑、，illIn口m- on S2O n、 ZW+装怎修f m few设汉，,090二fn2nsB1S18 olllliMBSs- 8 tts Mt相SGi3&8.4光伏方阵场要求方阵场中各子方阵间距应满足设计要求。对于安装在地面的光伏系统，方阵场应夯实外表层,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21nASM9.1 一般要求22CGC/GF003.1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)保护装置和等电位体的测试保护或联接体应可靠连接。93极性测试应检查所有直流电缆的极性并标明极性，确保电 缆连接正确。注：为了平

23、安起见和预防设备损坏，进行极性测试应在进行其他测试和开关关闭或组串过流保护装置接入前进行。串;C)使用辐照表来标定读数。注：测试电压值低于预期值可能说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。9.4 光伏组串电流的测试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。9.4.1 光伏组串短路电流的测试用适合的测试设备测量每一光伏组串的短路电 流。组串短路电流的测试是有相应的测试程序 和23CGC/GF003.1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-

24、2023)目次II1范 围.1逑网光伏发再票统的狗成退查和测冰的内容空濯系统文件和各同符合性的检第2工程的根本信/忌蒙工程根底交襁瞌查蒙,电站设备苔言符合性的检骐气设窑检查警.部件质.量.检 亍第标签写粽查CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）潜在危险，应以下面要求的测试步骤进行。测量值必须与预期值作比较。对于多个相同的组 串系统并且在稳定的光照条件下，单个组串 之间 的电流应该进行比较。在稳定的光照条件下这些组 串短路电流值应该是相同的（在稳定光照 情况下， 应在5 %范围内）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

25、，一个仪表测量一个光伏组 串；c）届用辐照表标定当前读数。光伏组串运转测试测量值必须同预期值作比较。对于多种相同组串 的系统，在稳定光照辐射情况下，各组串应 该分 别进行比较。这些组串电流值应该是相同的（在稳 定光照情况下，应在5%范围内）。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；24CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）b）测试采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组 串；c）使用辐照表来标定当前的读数。9.5 功能测试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测试以确保系统正常运行;b）应对逆变器进行测试，以确保系统正常

26、的运行。测试过程应该由逆变器供给商来提供;c）电网故障测试过程如下:交流主电路隔离开关断开一光伏系统应立即停止运行o在此之后，交流 隔离开关应该重合闸使光伏系统恢复正常的工作状 态。注：电网故障测试能在光照稳定的情况下进行修正，在这种情况下，在闭合交流隔离开关之前，负载尽可能 的匹配以接近光伏系统所提供的实际功率。9.6 光伏方阵绝缘阻值测试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疑心

27、设备具有制造缺陷或对枯燥时的测试结果存 有疑问，可以适当采取测试湿方阵，测试程序参考ASTM Std E 2047o测试方法9. 6. 2.1可以采用以下两种测试方法：a）测试25CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）方法1一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。9. 6. 2. 2对于方阵边框没有接地的系统（如有H类绝缘），可以选择做如下两种测试:a）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。9. 6. 2. 3对于没有接地的导电局部（如：

28、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L凡采用9.6.2.lb）测试方法2,应尽量减少电弧放电，在平安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。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。9. 6. 2.1b）测试方法2中，假设采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，方阵电缆应平安地 连 接至!I短路开关装置o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，具体见表2。在做 任何测试之前要保证测试平安。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

29、带电导体。26CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)表2绝缘电阻最小值27CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)9.7光伏方阵标称功率测试脾伏刀卿热电正测试方法卜1U1测试方法矍311a1现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准 过的“太阳电池方阵测试仪抽测太阳电池 支路 的V特性曲线，抽检比例一般不得低于30%。由-V特性曲线可以得出该支路的最大输出功率，为了将测试得到的最大输出功率转换到峰值功率，需要做如下第a）、b）、c）、e）项的校正。如果没有“太阳电池方阵测试仪，也可以通过现场测试电站直流侧的工作电压和

30、工作电流 得出电站的实际 直流输出功率。为了将测试得到的电站实际输出功率转换到峰值功率，需要做如下所有工程的校正。测试 后应当进行如下5项的校 正，以确保公正：a）光 强校正:在非标准条件下测试应当进行光强校正，光强按 号产品第三方测试报告提供的温度系数进行校 正，如无法获得可信数据，可按照晶照线性法进行校正。照线性法进行校正。b）温度校正：按照该型体硅组件功率温度系数-0.35%/,非晶硅按照功率温度系数-0.20%/进行校正。c）组合损失 校正：太阳电池组件串并联后会有组合损失，28CGC/GF003.1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023） 应当进行组合损失校正，太阳电

31、池的组合损失应 当控制在5%以内。d）最大功率点校正：工作条件下太阳电池很难 保证工作在最大功率点，需要与功率曲线比照进 行校正；对于带有太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）装置的系统可以不做此项校正；e）太阳电池朝向校正：不同的 太阳电池朝向具有不同的功率输出和功率损失， 如果有不同朝向的太阳电池接入同一台逆变器的情况下，需要进行此项校准。9.8 电能质量的测试1）首先将光伏电站与电网断开，测试电网的电能 质量：网的电能网的电能。4日电正俪左A4日碑!举佩岑I双串伯纠举）B伯频举胸主U和班举佩左29CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)2像韩通儒厘邕与啊

32、笠手b相电国营波百事与峋父举1帕电正隔次芦重勺峋父二帕电正个十倜度耳痂力:M番真仔仕电正波到勺内父总LJ 吉LJ图鼬J举囚奴1取串怕以1举k相初举囚也c4日勿举囚缴筌将逆变器并网，待稳定后测试并网点的电能质连接点电网的电能B帕电正俪至U4日电正俪本A4日碑!举佩岑I取日妙举）B4日妙平保左U和班举俪左睛鞭睛鞭意与峋父举.重与峋父举伯电沉嘴歌笛重耳峋受 三和电三个平倜度 且况or却平囚双I取串力日刃率却平囚双I取串力日刃率4日必举囚缴系统电气效率测试一般要求光伏系统电气效率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;30CGC/GF003.

33、1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)C)系统电气效率测试应在日照强度大于 500W/HF的条件下进行；d)在测试期间 应当穿好适当的个人防护服/设备。注:当 光伏组件安装为一定的倾角时，日照强度测试装置应与组件保持统一的倾斜角度。测试方法光伏系统电气效率应按照如下步骤进行测试：31CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）a）首先用标准的日射计测量当前的日照强度；b）在测量日照强度的同时，测量并网逆变器交流 并网点侧的交流功率；c）根据光伏方阵功率、日照强度及温度功率系 数，根据计算公式，可以计算当时的光伏方 阵 的产生功率；d）根据3

34、.1可计算出系统的电气效率。9.9 聚光光伏组件测试屣籥郴哈麟融债球爨款9.10 自动跟踪系统功能测试对于自动跟踪型光伏发电系统以及聚光光伏发电 系统，现场应进行动作功能测试和跟踪精度 测 试。9.10.1 动作功能测试测试内容包括：a）高度角方向手动模式动作测试将追日系统 切换至手开工作模式。在手动模式下通过相应的 机构调整高度角。测试过程中重点确认相关机构的振动和有效传动，并确认高度角b）方位角方向手动模式动作测试 将追日系统切 换至手开工作模式。在手动模式下通过相应的机 构调整方位角。测试过程中重32CGC/GF003,1 ： 2023 （CNCA/CTS 0004-2023）点确认相关

35、机构的振动和有效传动，并确认方位角 运行范围是否满足追日系统规格书中所定义的范C）独立机械限位手动模式动作测试一般情况下要求追日系统配置独立的机械限位单元。在手动模式下，分别测试高度角和方位 角方向上的独立机械限位单元的工作状态。机械限 位单元功能正常与否的判断依据是相应的过载保 护装置是否正常启动。d）自动模式动作测试 将系统地点和日期分别设 定为当地和设备商需要设定当时对应时间。将追 日系统切换至自开工作模式。使追日系统运行一整天，测试运行状 况。e）通断电测试将系统切换至自开工作模式。在追日系统跟踪时间段内，切断主电源20分钟 后再开启主电源，测试追日系统是否能运转 至正 确位置。在追日

36、系统跟踪时间段内，手动方式改变跟踪 器方位角和高度角位置，然后切断主电源20分钟 后再开启主电源，测试追日系统是否能运转至正 确位置。9.10.2 跟踪精度测试采用光电二极管或CCD等检测系统直接测量追日33CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)识好建和支契结荷稹8查噩;般要 求箝方阵支降根”1 氐光伏方阵场耍6 电气设备及系统的曲试聚匚型窣保护装置和等电位体的输 试掌极犒试窜羌茯组单电流的测.10 试醺访能测10密光茯方阵绝缘阻,值测T1试簟光伏方赭去称功率测试醺电能威蠹测试9.9系统电气效率血TCGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS

37、 0004-2023)系统组件平面相对于阳光光线的位置偏差。当采用户外自然光来进行测试时，垂直直接日照强度（DNI）不应低于500W/m）测试将在追日系统的准确跟踪全范围内进行。连续两周的最大追日偏差不得超过3。以上追日精度测试时，考虑组合载荷为相当于20m/s风速情况下的曹止载荷。该就止载荷以外加贫载形式均匀的安装固定在追日系统上。34CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)10检查报告10.1 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

38、日期。检测报告以附录A为标准。10.2 首次检直首次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。10.3 定期检查根据本技术标准第5章要求对现有设备进行定期 检验，并参考之前定期检验发生的问题和建 议。定期检验报告应该包括任何故障和要求修理或改 良的建议（如:系统的升级以符合当前标准）。35CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)（资料性附录）并网光伏系统现场检测表系统系统行政经纬海承建

39、检测日业主检测*系统功系统输电网供电系统占安装类型机房建机房面积36CGC/GF003.1 : 2023 (CNCA/CTS 00042023)其它系统情况:承建冏代衣:业土便衣:37CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)A.2文厅 号尖 别提交审查资料名备注羊n蛇注：类别：1.设计资料2.施工资料3.设备资料4.主材料资料5.培训资料6.运行管理资料7.其它。38CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)A3子系统设备名称数据/参数与合同的符合性备注1太阳电池组件1生产厂家型号类型峰值功率数量总功率2太阳电池组件2生

40、产厂家型号类型数量峰值功率总功率3太阳电池组件3生产厂家型号类型峰值功率数量总功率4太阳电池合计功率5太阳电池支架生产厂家型号类型固定/单轴跟踪/双轴跟踪每个方阵组件串连数每个方阵组件并连数方阵数量6方阵接线箱生产厂家型号连接组串数数量7直流配电柜生产厂家型号单台连接组串数数量39CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)设备名称数据/参数与合同的符合性备注8逆变器1生产厂家型号单相/三相额定功率数量9逆变器2生产厂家型号单相/三相额定功率数量10逆变器总功率11交流配电柜生产厂家型号额定功率数量12升压变压器生产厂家型号类型干式/油浸额定功率数量13数据采

41、集/电站监控生产厂家型号现场显示有/无远程通信有/无通信方式数量14防雷接地系统生产厂家型号是否安装接闪器有/无接闪器数量是否安装地网是/否接地线数量设计接地电阻直流侧是否悬浮是/否40CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)A.4并网点电将光伏发电系统与电网断开，测试电网M3电止1段串祖甩电正狈举1取串和狈师举1型!举嗨!里正由波1段串伯b牙日电正哨汲C4日电正峭放用海图数串和D和切率因缴L力日即举囚级二才日个十贺皮电正汲劭以内父儒在福名园畲独开陷，何福;E后测伏开a相由压r或单相由R相由压C相由R?A相麻裒f或董柏新R相撕素C相新塞A相由流谐淋r或电相R相由滞谐油C木E由漪谐泄A相处索印新（或单相R相功蜜禺新相功廛氏新二相不平衡府由乐泄动乃闪帝41CGC/GF003,1 ： 2023 (CNCA/CTS 0004-2023)A.5并网光伏发电系统测试报告系统装机容量：工程名称：检查工程记录数据光伏方阵侧光伏方阵支架的防腐情况光伏直流正极对地绝缘电阻值（）光伏直流负极对地绝缘电阻值（）光伏方阵极性连接是否正确光伏方阵类型（地面型、建筑结合）