光伏電站技術條件 山東省地方標準(DB37/T 729－2007)

　　1范圍

　　本標準規(guī)定了光伏電站的定義、使用條件、技術要求、試驗方法、檢驗規(guī)則和驗收。

　　本標準適用于并網(wǎng)太陽光伏電站系統(tǒng)和離網(wǎng)太陽光伏電站系統(tǒng)，本標準不適用于跟蹤式太陽光伏發(fā)電系統(tǒng)。

　　2規(guī)范性引用文件

　　下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。

　　GB/T 20321.1-2006型風能、太陽能發(fā)電系統(tǒng)用逆變 器第1部分：技術條件

　　GB/T 20321.2-2006型風能、太陽能發(fā)電系統(tǒng)用逆變 器第2部分：試驗方法

　　CEC S84-1996光伏電源系統(tǒng)安裝工程設計規(guī)范

　　CEC S85-1996光伏電源系統(tǒng)安裝工程施工及驗收技術規(guī)范

　　SJ 2196-1982用硅太陽電池電性能測試方法

　　3術語和定義

　　下列術語和定義適用于本標準。

　　3.1

　　方陣

　　由若干個太陽電池組件或太陽電池板連同支撐結(jié)構(gòu)組合在一起所構(gòu)成的直流發(fā)電機械裝置，但不包括地基、太陽跟蹤器、溫度控制器和其他此類部件。

　　3.2

　　逆變器

　　將直流輸入變?yōu)榻涣鬏敵龅脑O備。

　　3.3

　　組件

　　指具有封裝及內(nèi)部連接的、能單獨提供直流輸出的、最小不可分割的太陽電池組合裝置。

　　3.4

　　子方陣

　　如果一個方陣中有不同的組件或組件的連接方式不同，其中結(jié)構(gòu)和連接方式相同部分稱為子方陣。

　　3.5

　　太陽電池

　　在太陽光照射時產(chǎn)生電的基本光伏器件。

　　3.6

　　光伏電站

　　光伏電站是利用太陽能電池組件和其他輔助設備將太陽能轉(zhuǎn)換成電能的系統(tǒng)。

　　4分類與命名

　　4.1分類

　　按照運行方式分為并網(wǎng)光伏電站和離網(wǎng)光伏電站。

　　5使用條件

　　a)無可燃、有害、導電、腐蝕性氣體且沙塵較少的地方；

　　b)環(huán)境溫度：-10℃～+40℃；

　　c)相對濕度：0～85％。

　　6技術要求

　　6.1系統(tǒng)總體安裝要求

　　6.1.1太陽電池方陣（以下簡稱：方陣）應設置在周圍無遮擋障礙物、無污染源（煙霧、粉塵）、無腐蝕性氣體等的安全可靠的場所。

　　6.1.2方陣平面應朝向正南方。

　　6.1.3年平均日照時間應不少于1800小時。

　　6.1.4太陽光伏發(fā)電系統(tǒng)可在環(huán)境溫度-40℃～+60℃范圍內(nèi)使用。

　　6.1.5方陣安裝地的最大風力若大于10級應采取加固措施。

　　6.1.6地面及屋頂?shù)姆疥囁闹軕捎脟鷫驒跅U等類型的保護。

　　6.1.7陽光伏電源系統(tǒng)應有過電壓保護裝置（措施），必須安裝避雷裝置。

　　6.2光伏電站的設備配置

　　6.2.1并網(wǎng)太陽光伏電站系統(tǒng)應由方陣、控制箱（柜）、并網(wǎng)逆變器等主要設備及避雷裝置組成。

　　6.2.2離網(wǎng)太陽光伏電站系統(tǒng)應由方陣、蓄電池組、控制箱（柜）、過電壓保護裝置、備用電源（可選）等主要設備及避雷裝置組成。

　　6.3電源控制設備的配置要求

　　6.3.1控制柜容量，采用單臺時，宜以遠期負荷配置，采用多臺并聯(lián)時，宜以近期負荷配置。

　　6.3.2電源系統(tǒng)輸入端應具備過電壓保護措施，輸出端應具備調(diào)壓穩(wěn)壓裝置。

　　6.3.3蓄電池充電方式為浮充時電壓可為2.35V～2.5V/只電池。

　　6.3.4要求供電不間斷的用戶設備，應具備兩路無級調(diào)壓自動轉(zhuǎn)換輸出電路。

　　6.3.5能將電源系統(tǒng)的各種信息傳送至遠端并能在遠端進行遙測、遙控的電源系統(tǒng)。

　　6.4方陣安裝要求

　　6.4.1地面基座高度應不低于500mm或按用戶要求設置。

　　6.4.2屋頂基座平面應高于屋面或隔熱層200mm。

　　6.4.3基座的橫截面尺寸應不小于200×300mm2。

　　6.4.4基座的高度偏差應不大于5mm，水平度偏差應不大于3mm/m。

　　6.4.5方陣的支撐結(jié)構(gòu)應牢固、可靠，應有防銹、防腐措施。組件安裝前，機架所有連接螺栓應加放松墊片并擰緊。機架安裝完畢后，對安裝過程中受到損壞的漆膜應進行補涂。

　　6.4.6方陣排列方式，應能便于安裝、維護以及具有較強的抗風能力，組件間隔應不小于5mm。組件在機架上的安裝應平直，機架上組件間的風道間隙應不小于8mm。

　　6.4.7組件安裝前應測試其開路電壓、短路電流，將工作參數(shù)接近的組件裝在同一個子方陣內(nèi)，并選擇額定工作電流相等或相近的組件進行串聯(lián)。

　　6.4.8組件方陣的布線應有支撐、固定、防護等措施，導線應留有適當余量，應選用不同顏色導線作為正極、負極和串聯(lián)連接線。

　　6.4.9連接導線的接頭應鍍錫。截面大于6mm2的多股導線應加裝銅接頭（鼻子），截面小于6mm2的單芯導線在組件接線盒打接頭圈連接時，線頭彎曲方向應與緊固螺絲方向一致，每處接線端最多允許兩根芯線，且兩根芯線間應加墊片，所有接線螺絲均應擰緊。

　　6.4.10接線盒出口處的連接線應向下彎曲，防止雨水流入接線盒。組件連線和方陣引出電纜應用固定卡固定在機架上。

　　6.5逆變器的技術要求

　　6.5.1離網(wǎng)逆變器的技術要求

　　6.5.1.1輸出電壓

　　DC輸入85%～120%變化時，AC方波輸出變化范圍應不超過額定電壓值的±10%，AC正弦波輸出變化范圍應不超過額定電壓值的±5%。

　　6.5.1.2輸出頻率

　　輸出頻率變化范圍應不超過規(guī)定值的±5%。

　　6.5.1.3輸出諧波分量

　　AC方波輸出時諧波分量應小于或等于10%；AC正弦波輸出時諧波分量應小于或等于5%。

　　6.5.1.4保護功能

　　a)短路保護，保護動作時間小于或等于0.5s；

　　b)過流保護，當輸出電流超過額定電流的150%時逆變器應自動保護；

　　c)欠壓保護，當輸入電壓低于額定輸入的85%時，逆變器應自動保護和顯示；

　　d)過壓保護，當輸入電壓高于額定輸入的130%時，逆變器應自動保護和顯示；

　　e)反接保護，當輸入端正、負極接反時，逆變器應有防護功能和顯示；

　　f)雷電防護：逆變器應有雷電保護措施。

　　6.5.1.5溫升

　　半導體功率元件在逆變器額定輸出的情況下其溫升應低于有關規(guī)定；變壓器與電感溫升應不超過75℃；機內(nèi)連接導線溫升應不超過45℃。

　　6.5.1.6效率

　　逆變器額定輸出的狀態(tài)下，容量不大于2kVA的逆變器，效率應大于或等于80%；容量大于2kVA的逆變器，效率應大于或等于85%。

　　6.5.1.7負載能力

　　在額定電流下，逆變器連續(xù)可靠工作時間應大于或等于8h；在125%額定電流下，逆變器連續(xù)可靠工作時間應大于或等于1min；在150%額定電流下，逆變器連續(xù)可靠工作時間應大于或等于10s。

　　6.5.1.8空載損耗

　　輸入電壓為額定值，負載為零時，逆變器空載損耗應不超過額定輸出的3%。

　　6.5.1.9絕緣電阻與介電強度

　　a)電氣回路與殼體的接地部件之間的絕緣電阻應大于或等于20MΩ；

　　b)電路與外殼之間應能承受正弦50Hz、1500V電壓，歷時1min的試驗而不擊穿。

　　6.5.2并網(wǎng)逆變器的技術要求

　　6.5.2.1諧波分量

　　THD≤5%。

　　6.5.2.2直流輸入紋波

　　VPP∕Vin≤10%。

　　6.5.2.3保護

　　極性反接保護，短路保護，孤島效應保護，過熱保護，過載保護，接地保護。

　　6.5.2.4最大效率

　　η≥93%。

　　6.5.2.5電網(wǎng)適應范圍

　　220V±20%、380V±20%或根據(jù)產(chǎn)品規(guī)定的范圍。

　　6.5.2.6環(huán)境溫度

　　-15℃～+45℃。

　　6.5.2.7絕緣電阻與介電強度

　　a)電氣回路與殼體的接地部件之間的絕緣電阻應大于或等于20MΩ；

　　b)電路與外殼之間應能承受正弦50Hz、1500V電壓，歷時1min的試驗而不擊穿。

　　6.5.2.8保護等級

　　根據(jù)產(chǎn)品規(guī)定值。

　　6.5.2.9負載能力

　　額定電流輸出時，逆變器連續(xù)可靠工作時間應大于或等于4h；120%額定電流輸出時，逆變器連續(xù)可靠工作時間應大于或等于1min。

　　6.6設備的安裝與布置

　　6.6.1控制箱、蓄電池的安裝位置應盡量靠近方陣及用電設備。

　　6.6.2置于室外的控制箱、蓄電池組應設有防雨、水措施，在環(huán)境溫度低于0℃時或高于35℃時，蓄電池組應設置防凍或防曬、隔熱措施。

　　6.7電源饋線敷設與連接

　　6.7.1饋線穿過穿線管后應對管口進行防水、防鼠處理。

　　6.7.2電纜及饋線應采用整段線料，不得在中間接頭。

　　6.7.3電源饋線正、負極兩端應有統(tǒng)一顏色標志，方陣輸出端還應有方陣的編號標志。安裝電纜剖頭處必須用膠帶和護套封扎。

　　6.7.4方陣電纜和蓄電池饋線與控制柜連接前，應先將控制柜中相關開關或熔斷器斷開，并按先接蓄電池后接方陣輸入的順序進行操作。

　　6.7.5方陣電纜和蓄電池饋線兩端應加裝銅接頭，銅接頭規(guī)格應與導線線徑相匹配。

　　6.7.6導線接頭與設備接觸部分應平整潔凈、安裝平直端正、螺絲緊固，且不應使端子受機械應力。

　　6.7.7電源饋線連接后，應將接頭處電纜牢靠固定在控制柜的導線卡上。

　　6.7.8控制柜出線孔必須加防護膠圈。

　　6.8通電試驗

　　6.8.1試驗前應檢查各表指針應在零位且無卡阻現(xiàn)象，各開關、閘刀應轉(zhuǎn)換靈活、接觸緊密，熔斷絲容量規(guī)格應符合規(guī)定，接線正確，無碰地、短路、虛焊等情況。

　　6.8.2接上蓄電池組，然后逐個接入各子方陣輸入并測試各子方陣的充電電壓、浮充電壓，充電電流，結(jié)果應符合設計要求。

　　6.8.3控制器的各功能指標應符合下列基本要求：

　　a)方陣輸入回路應設有反充二極管；

　　b)蓄電池容量充足時，各子方陣能在不同的設定控制點逐個分斷；

　　c)方陣開路和短路應有告警信號；

　　d)任一熔絲熔斷后，應有告警信號；

　　e)蓄電池電壓“過高”或“過低”時，應有保護裝置，并提供告警信號；

　　f)能夠在遠端實現(xiàn)參數(shù)的設置與讀取。

　　6.9系統(tǒng)防護

　　6.9.1屋頂欄桿離方陣邊緣距離應不小于1m，地面圍墻或欄桿按實際情況確定。

　　6.9.2地面圍墻或欄桿的高度按實際情況確定，但不得影響方陣表面光照。

　　6.9.3太陽光伏電源系統(tǒng)的工作接地、保護接地、防雷接地等應單獨設置聯(lián)合接地系統(tǒng)，必要時，也可與其他設施或建筑物的防雷和接地系統(tǒng)的保護設施統(tǒng)一考慮。方陣至控制箱（柜）的電源輸入饋線端應設置防雷電感應裝置。

　　6.9.4方陣需另設防雷裝置時，避雷針應設置在方陣的背面的最高處，且離方陣邊緣距離應大于2m，避雷針接地線嚴禁直接從方陣機架上引出。

　　6.9.5方陣接地電阻不大于10Ω，聯(lián)合接地的接地電阻不大于1Ω。

　　6.9.6在基本烈度7度以上的地震區(qū)及風力大于10級的地區(qū)，方陣及其他設備都應采取加固措施。

　　6.10最大功率輸出

　　光伏電站的發(fā)電檢測是指在太陽能方陣滿足特定的日光輻射通量為1000W/m2時電站的最大供電輸出是否達到電站的設計要求。光伏電站設計的最大功率輸出為：XkW±5%。（X為最大設計功率）。

　　7試驗方法

　　7.1組件的露天測試

　　測試應在太陽總輻照度大于800W/m2，且在測試周期內(nèi)的輻照不穩(wěn)定度小于±1％的條件下進行。

　　8檢驗規(guī)則

　　8.1檢驗分類

　　交收檢驗和例行檢驗。

　　8.2交收檢驗

　　8.2.1交收檢驗必須逐個進行。

　　8.2.2檢驗中出現(xiàn)任一故障，則應停止檢驗，查出故障原因、排除故障并標出標記后，重新進行交收檢驗。若仍出現(xiàn)任一故障，則判該產(chǎn)品為不合格。

　　8.3例行檢驗

　　8.3.1連續(xù)生產(chǎn)的產(chǎn)品，至少每年進行一次例行檢驗。當更改設計和主要工藝及更換主要元件或材料時，應進行例行檢驗。

　　8.3.2例行檢驗由制造單位質(zhì)量檢驗部門或國家認可的其他質(zhì)量檢驗部門負責進行。

　　9工程驗收

　　9.1技術文件

　　9.1.1技術文件應包括下列內(nèi)容：

　　a)安裝工程量總表

　　b)工程說明；

　　c)測試記錄；

　　d)竣工圖紙；

　　e)竣工檢驗記錄；

　　f)工程量變更表；

　　g)重大工程事故報告表；

　　h)已安裝的設備明細表；

　　i)開工報告；

　　j)停工報告；

　　k)驗收證書；

　　l)其它。

　　9.1.2竣工技術文件要保證質(zhì)量，做到外觀整潔、內(nèi)容齊全數(shù)據(jù)準確、標記詳細、竣工圖紙可利用設計單位提供的圖紙復核移交，對于圖紙變更部分，應用紅筆在原圖上修正，如在原圖紙上無法表示，則應補充圖紙。

　　9.2驗收項目及內(nèi)容

　　竣工驗收時應檢查本標準內(nèi)容的第6.1、6.2、6.3、6.4、6.6、6.7和6.9條項目，由建設單位工地代表隨工檢驗合格并簽證的項目交工時不再重復檢驗，如驗收組織認為必要時，可再復檢。