光伏电站竣工验收、试验、资料移交指导

1土建、设备施工的验收 4 4 5 5 61.5确定验收时间、验收范围 61.6验收内容 61.7保证安全的措施 7 71.8.1竣工资料审查 7 81.8.3建筑单位工程质量检查 8 8 9 1 1.10.1并网逆变器的检查 1.11共用系统的检查 1.11.2高压配电装置的检查 1.11.3二次回路、直流系统的检查 1.11.4避雷针系统的检查 1.11.5通信系统的检查 1.11.6其他要求 1.12通用系统的检查 1.12.1电缆系统的检查 1.12.2接地系统的检查 2工程资料移交 2.1工程图纸的移交 2.2工程资料移交 2.3调试资料 2.4.1主设备技术规格书 3组件性能测试 3.1极性测试 3.2开路电压测试 3.3电流测试 3.4组件标称峰值测试 4逆变器的测试 4.1测量显示 4.2远程监控 5电站性能测试 5.1电能质量的测试 205.1.1电压偏差 205.1.2谐波和波形畸变 5.1.3电压波动和闪变 215.1.4电压不平衡度 5.1.5直流分量 215.2电压/频率响应性能测试 215.3低电压耐受性能测试 225.5有功/无功控制性能测试 2 2 25.8保护装置和等电位测试 1)施工质量必须满足DL/T5210.1-2005《电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程》、DUT5161.1~17-2002《电气装置安装工程质量验收及3)性能试验及所用仪器设备需符合设计要求，试验结果需满足设计要求：4)并网光伏发电工程的竣工验收，除按本竣工验收标准执行外，尚应符合8)DL/T5210.1-2005《电力建设施工质量验收及评定规程第1部分：土建工程》9)DL/T5161.1~1710)GB/T16895.6-2000建筑物电气装置第5部分电气设备的选择和安装11)GB/T16895.32-2008建筑物电气装置第7-712部分特殊装置或场所的13)GB50148-2010《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器18)GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收19)GB50172-1992《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》20)GB50173-1992《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》21)GB50233-2005《110-500kV及以下架空电力线路施工及验收规范》22)GB50255-1996《电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范》23)DL/T724-2000《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》24)GB14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》25)GB50229-1996《火力发电厂与变电所设计防火规范》26)DL5027-1993《电力设备典型消防规程》27)GB50166-1992《火灾自动报警系统施工及验收规范》28)IEC61730-1-2004《光电(PV)模件安全合格鉴定第一部分：施工要求》29)EC61215-2005《地面用晶体硅光伏组件-设计鉴定和定型》30)IEC61646-2008《薄膜地面光电(PV)模数-设计质量和型号核准》31)IEC62108-2007《聚光组件检测标准》32)《继电保护及安全自动装置检验条例》33)《防止电力生重大产事故的二十五项重点要求》34)《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》35)国家《建设管理文件汇编》的有关制度规定。36)经批准的工程设计文件(含设计变更通知单)1.2验收流程出具验收报告出具验收报告制定保证安全的措施确定验收标准确定验收内容编制验收方案成立验收组织机构开始确定验收1.3验收组织机构为了保证本次验收工作的顺利进行，特成立工程竣工验收工作小组，全过程负责组织、协调、安排验收各项工作。各组成员分配情况如下副组长：XX-一般由建设方、监理方项目经理担任1.4编制验收方案一般由验收小组编制验收方案，提交副组长、组长审核，签字确认，一般应包含以下几个内容1)工程概况，包括项目名称、建设单位、设计单位、建立单位、施工单位、地理位置开工时间、总的设计方案和工艺等信息；2)验收依据；3)验收内容；4)工作安排。1.5确定验收时间、验收范围验收前应满足以下要求，方可确定验收时间：1)工程施工承包合同及设计要求全部施工完毕；2)土建工程全部质量验收已经结束，并办理了质量验收签证。个别遗留问题不影响电站的进行；3)电气安装、调试工程已经结束，按照验收规范的规定已能满足电站运行的要求；4)电站各个阵列及公用系统已经全部投运，且试运行达到15天，试运行期间的所有缺陷已全部消除；5)技术文件资料、施工记录、质量检验评定记录完整、齐全并签证完备；6)监理单位对工程进行了竣工预验收和消缺验证，已具备满负荷运行条件；7)电站并网调度协议已签订，电力业务许可证已批复；8)工程环境保护、水土保持和消防系统全部通过相关监管部内的验收，送出线路工程通过电网验收。1.6验收内容1)资料检查：施工技术资料、施工记录、施工质量检验记录、光伏区现场复试报告、光伏区汇流箱、汇流盒及箱逆变等电气设备调试及验收报告、发电场防雷接地电阻值测试记录、35kV开关站及110kV升压站电气设备调试、35kV开关站及110kV升压站、送出线路各子系统验收报告、并网调试报告等资料；2)工程实体质量：分项目按照抽查比例对各分包单位承建实体进行检查；1)各级人员必须服从现场负责人的安排指挥；2)验收人员必须统一着装或佩带胸卡，正确使用安全防护用品；全体验收3)工作中若遇雷、雨、大风或其他可能威胁工作人员人身安全的特殊情况4)严格安装分工任务进行作业，禁止超负荷工作；5)现场要保持通讯畅通，确保工程顺利进行。基础质量检查基础质量检查支架施工质量检查竣工资料审查建筑单位工程质量检查1)已签证的施工技术记录；2)电站土建工程施工质量检验及评级记录；3)原材料的化验单、试验报告、质保书和合格证；4)代用材料清单及签证；5)工程试验报告及试验记录；6)分项、分部工程消缺单及晒图；7)工程遗留问题记录；8)隐蔽工程检查验收记录及签证、中间验收检查记录及签证；9)大型及特殊工程的施工方案；10)工程联系单，变更单：11)设计审查文件及设计修改通知单；12)支架设计图及强度校核报告；13)支架安装质量检验记录；14)所区道路密实度检验报告和室内地基密实度检验报告；15)竣工图；1.8.2基础质量检查2)应按国家标准对支架制作和安装所用的材料的品种、规格和性能进行验3)对于支架制作和安装所用的材料，国家标准规定要求进行复检的，必须4)钢材的质量要求(1)钢材表面不得有裂纹、结疤、折叠、麻纹、气泡和夹杂；(2)钢材表面的锈蚀、麻点、划伤和压痕等的深度不得大于该钢材厚度负允许偏差值的1/2。(3)钢材端边活端口处不应有分层、夹渣等缺陷。(4)钢材表面的锈蚀等级应符合GB/T8923.1-2011《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清楚原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级》规定5)连接紧固件材料.(1)支架连接用高强度螺栓连接副、高强度螺栓、普通螺钉、柳钉、自攻性能等应符合现行国家产品标准和设计要求.(2)支架用普通螺栓、高强度大六角螺栓连接副、扭剪型高强度螺栓连接6)跟踪支架要求：自动跟踪支架的实际角度与理论角度之间的误差应小于7)基础设计：混凝土强度等级为C25,配筋为Φ6直流部分检查直流部分检查组件检查汇流箱检查技术资料审查1.9.1技术资料审查1)施工组织设计、作业指导书及安装工艺要求；2)承装承修承试资质；3)调试设备检验报告；4)调试人员资质；5)设计交底审查文件及设计变更通知单；6)生产厂提供的安装使用说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术7)设备开箱检查记录与缺陷及其处理签证记录；8)安装技术记录；9)调整试验记录；10)根据合同提供的备品、备件清单；11)继电保护整定单及调试记录；12)运动、综合自动化装置调试记录；13)通讯装置安装调试记录；14)监控系统安装调试记录；15)隐蔽工程验收签证记录；16)竣工图及有关资料；17)未按设计施工的项目及附图；18)质量检验评级记录及汇总表；19)重大技术措施及技术革新记录；20)工程遗留问题及永久性缺陷记录。1)直流系统的设计、说明与安装是否满足GB/T16895.32:2008要求；2)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/T16895.32:2008规定，故障电流为短路电流的3)在直流侧保护措施采用1类或等同绝缘强度(GBIT16895.32:2008类安全);4)光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地和短路时产生的危险(GB/T16895.32:2008);5)配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、6)对于没有装设过电流保护装置的系统：组件的反向额定电流值(I)应大于可能产生的反向电流，同样组串电缆载流量应与并联组件的最大故障电流总和相7)若装设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/T16895.32:2008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；8)直流隔离开关的参数是否与直流侧的逆变器(GB/T16895.32:2008)相匹配；9)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/T10)如果直流导线中有接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，避免电气设备腐蚀。1)光伏组件必须选用按IEC61215,IEC61646或IEC61730的要求通过产品质量认证的产品；3)组件产品应是完整的，!每个太阳电池组件上的标志应符合IEC61215或IEC61646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、4)组件互连应符合方阵电气结构设计；5)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4)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5)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6)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不小于1MΩ(DC500V)并网逆变器的检查自动跟踪系统检查并网逆变器的检查自动跟踪系统检查1.10.1并网逆变器的检查1)逆变器的散热或逆变器室的通风情况正常；2)逆变器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1.5级。3)逆变器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、总有功；状态指示显示逆变设备状态(运行、故障、停机4)逆变器应具有显示直流电流、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、日射量等内容的功能。5)逆变器应具有显示运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等内容的功能。1.10.2自动跟踪系统的检查1)自动跟踪系统的导线应具备防护措施；2)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3)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。1.11共用系统的检查其他要求其他要求通信系统避雷针一次回路、直流系统高压配电装置变压器1.11.1变压器的检查检查变压器本体及冷却装置和附件(包括储油柜、保护装置、调压装置、套管、测量装置等)安装质量检查引出线的绝缘距离、相色标示；检查安装后的交接试验报告。检查断路器、隔离开关、避雷器、电抗器、电容器、电流互感器、电压互感器、母线等设备安装符合设计及技术工艺要求(绝缘距离、相色标示、设备双重1.11.3二次回路、直流系统的检查检查蓄电池、配电盘、动力箱、“五防“闭锁装置、远动、通讯、自动化、微机保护等盘柜、主控室、控制屏、台(合集控、网控)及保护屏等安装符合设计及规范要求；中央声光信号检查，保护装置校验和开关传动试验，盘柜表计校验记录检查。1.11.4避雷针系统的检查检查避雷针的安装位置、规格高度、焊接或紧固情况符合设计及规范要求智能调度机、程控交换机、音频配线柜安装等电气量和开关刀闸的上传系统。1.11.6其他要求变压器等公用设备除常规交接试验外，还应包含特殊试验，如主变交直流耐压试验、主变局放试验、主变油检、瓦斯继电器校验、计量级CT校验、计量级PT校验、考核计量表校验等。1.12通用系统的检查接地检查电缆检查接地检查电缆检查检查电缆型号、规格、电压等级、敷设路径、弯曲半径、户内外电缆支架安连接电缆检查应包括但不限于如下项目：1)连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆；2)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3)电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。接地检查，检查接地板材质、打入深度、接地体搭接长度及焊接、防腐蚀处理、接地装置标志；检查接地电阻测量、接地引下线导通试验报告。至少应该包括但不限于如下内容：1)B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用；2)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；3)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；4)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、电工程图纸、工程施工资料、调试资料、设备资料4)工程竣工图纸，包括以下内容：(1)光伏方阵一般说明④每个组串的组件数量。①组串电缆规格的尺寸和类型；(3)光伏方阵电气说明①方阵主电缆规格，尺寸和类型②方阵接线箱的位置(如适用)④方阵过电流保护装置(如适用)的类型、位置和等级(电压/电流)(4)接地和过电压保护①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②所有连接到现有的信息系统的防雷保护(LPS);③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(5)交流系统2.2工程资料移交3)施工组织设计及施工方案(作业指导书);5)不合格品的处理报告及记录；质量、安全事故调查、处理报告及记录；7)工程施工总结；8)未完成工程及改进项清单9)工程竣工报告、验收报告、交接证书。1)调试方案；4)监测仪表调校记录，高压设备试验记录，开关传动试验记录，保护定值5)设备编号及命名；6)启动试运方案。2.4设备资料移交2.4.1主设备技术规格书1)系统所使用所有类型的组件的规格书--根据IEC61730-1的要求；2)系统所使用的所有类型的逆变器的规格书；2)设备操作手册(包括设备操作程序、组件标称峰值测试组件标称峰值测试电流测试开路电压测试极性测试3.1极性测试使用相应的测试设备测试所有直流电缆的极性，确认电缆的极性之后，检查其极性标识是否正确以及是否正确的连接到系统装置上。为了安全起见和预防设备损坏，进行极性测试前，应测量每个光伏组串的开路电压。3.2开路电压测试使用测试设备测量每个光伏组串的开路电压，该项测试应在闭合电路开关或安装阵列过电流保护装置之前进行，开路电压的测量结果应与预期值进行比较，比较的目的是检查安装是否正确，而不是检查组件或阵列的性能。若系统有多个相同组串而太阳辐射条件稳定，则应对各组串的电压进行比较.电压测量结果应与开路电压测试类似，测量光伏组串电流的目的是验证在光伏阵列接线中不存在重大故障，这些测试不应视为检验组件或阵列性能的措施，测试包括短路电流测试和运行电流测试这两种测试都可以获得组串性能的信息.在可能的情况下优先选择短路电流测试，因为它能排除来自逆变器的任何影响。3.4组件标称峰值测试检验实际安装的太阳能电池的峰值功率是否与投标书或合同中的功率相符这对于按照功率给以初投资补贴的项目尤为重要。测试条件：太阳辐照度为1000W/m²,太阳能电池结温为253现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳能电池方阵测试仪抽测太阳能电池之路的!-V特性曲线，抽检依据GB/T6378.1-2008《计量抽烟检验程序第1部分：按接收质量限(AQL)检索的对单一质量特性和单个AQL的逐批检验的一次抽样方案》进行。由1-V特性曲线，可以得出该支路的最大输出功率。4逆变器的测试接地电阻接地电阻测量显示4.1测量显示逆变器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1.5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、输伏系统并网技术要求》和IEC62109-1《光伏电力系统用电力变流器的安全--第1部分：一般要求》的要求，通过中国国家认证认可监督管理委员委员会授权认证机构的认证。4.2远程监控1)逆变器应按照采购合同、说明书具备四遥功能，即遥控、遥测、遥调、遥信并逐一测试。2)非无线通讯的逆变器，通讯光纤应为环网，应现场拔掉A或B网，查看综自后台通讯是否正常，并发出通讯中断报警。3)逆变器应具备省网认定合格的低电压穿越功能，并要求厂家出具低电压穿越合格报告。4)逆变器满足GB/T37408-2019《光伏发电并网逆变器技术要求》。4.3接地电阻逆变器接地极及外壳均需要可靠接地，且接地电阻≤4Ω5电站性能测试5.1电能质量的测试测试要求。光伏发电站接入电网后，在谐波、不平衡、电压波动和闪变以及功率因数等性能方面应满足0/GDW617-2011《光伏电站接入电，网技术规定》相关要求，当公共连接点监测到电能质量超过标准限定值时，光伏发电站应与电网测试条件。光伏发电站并网试运行，应选择晴天或少云天气，无恶劣的气候方法》标准要求，对于中型及以上光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电网经营企业，保证电网企业对电能质量的监控；对于小型光伏发电站电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网经营企业调用。电能质量测试主要包括以下内容：1)测试要求：光伏发电站接入电网后公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%,20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%光伏逆变器采用电压型或参与电网无功调节、电压调节的光伏发电站，电压偏差指标必须经过测试，测试数据应包括光伏发电站投产前后的测试数2)测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的数据，如公共连接点电压上下偏差同号(均为正或负)时按较大的偏差绝对值作为衡量依据：1)测试要求：依照Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》中对“谐2)测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。并网光伏发电站谐波测量时段应选择光伏发电站(逆变器)输出功率大于额定功率的50%的将实测值按由大到小次序排列，舍弃前面5%的大值，取