并网光伏发电系统验收技术规范 2010
CGC 北京鉴衡认证中心认证技术规范
CGC/GF003.1：2009
并网光伏发电系统工程验收技术规范
第1部分：电气系统
Acceptance technical specifications for grid-connected PV systems
Part 1: electrical system
2009-X-XX发布 2009-X-XX实施
北京鉴衡认证中心发布
目 次
前 言................................................................................II
1. 范围
2. 规范性引用文件
3. 术语
4. 工程系统文件要求
4.1 基础文件
4.2 系统设计和集成信息
4.3工程图纸
4.4 机械设计
4.5 运行和维护信息
4.6 测试结果
5. 电气设备检查
5.1 一般要求
5.2 部件质量检查
5.2.5 系统运行检查
5.3 标签与标识
6. 电气设备及系统的测试
6.1 一般要求
6.2 保护装置和等电位体的测试
6.3 极性测试
6.4 光伏组串电流的测试
6.5 功能测试
6.6 光伏方阵绝缘阻值测试
6.7 光伏方阵标称功率测试
6.8系统电气效率测试
7. 检查报告
7.1 一般要求
7.2 首次检查
7.3 定期检查
附录A
A.1 基本情况
A.2 文件检查
A.3 子系统符合性验收
A.4 并网点电能质量现场测试
A.5 并网光伏发电系统测试报告表
I
前 言
为提高我国并网光伏发电系统的技术水平，保证应用于光伏系统中的电气设备安全、可靠和稳定的运行，特制定本认证技术规范。
本规范由全国能源基础与管理标准化技术委员会新能源与可再生能源分技术委员会提出。
本规范由北京鉴衡认证中心归口。
本规范起草单位：北京鉴衡认证中心、北京科诺伟业科技有限公司、北京日佳电源有限公司、北京市计科能源新技术开发有限公司、合肥阳光电源有限公司、中国电力科学研究院、中国科学院电工研究所、尚德太阳能电力有限公司、常州天合光能有限公司、江苏林洋新能源有限公司、保定天威英利新能源有限公司、中电电气（上海）太阳能科技有限公司。
本规范主要起草人：许兰刚、王宗、王赓、王斯成、赵玉文、吴达成、仲继寿、胡润青、曹仁贤、张光春、鲁延武、闫华光、翟永辉、邱第明、蔡建峰、史红民、叶东嵘、赵为、高佳、梁哲、张友权、王新雷、司德亮、刘祖明、昌金铭、赵春江。
II
并网光伏发电系统工程验收技术规范
第1部分：电气系统
1.范围
本认证技术规范规定了并网光伏发电系统工程验收文件要求、电气设备检查、电气设备和系统的测试及检查报告。本规范不适用于交流（光伏）组件系统，或者使用储能设备（例如蓄电池）的系统或者混合系统。
本认证技术规范适用于与低压配电网和中高压输电网并网的地面光伏发电系统，包括：固定支架、自动跟踪支架的地面光伏发电系统，以及聚光光伏发电系统，对于BIPV、BAPV光伏发电系统可参考使用。
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。
G B/T 20047.1—2006 光伏（PV）组件安全鉴定 第1部分：结构要求
GB/T 20513—2006 光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则
试、测量或监控的保护措施
IEC 61215: 2005 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型
IEC 61646: 2008 地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型
IEC 62108: 2007 聚光光伏(CPV)组件和装配件设计鉴定和定型
IEC 62446：2009 并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的基本要求
国家电网公司〔2009〕747号：光伏电站接入电网技术规定（试行）
3.术语
3.1系统电气效率 electrical system efficiency
系统输出功率与光伏组件在一定条件下产生的电功率之比。
系统效率可由下式计算：
ηP = P OP / P SP
式中：
ηP――系统电气效率；
P OP――系统输出功率(kW)；
P SP ――光伏组件产生的总功率功率(kW)。
注：系统电气效率是可以在短时间内检查光伏系统设计合理性的一种简单检测方式。
3.3 验证 Verification
确认电气设施符合相关标准的各种方法。
1
注：包括检查、测试和报告。
3.4 检查 Inspection
通过各种感知器官对电气设施进行检查，以确定其电气设备的选择是否合适、安装是否正确。
3.5 测试 Testing
对电气设施进行检测以证明其有效性。
注：包括通过适当的测量设备来获得数据，即数据不是通过检查的方法得到。
3.6 报告 Reporting
记录检查和测试的结果。
3.7 规格书 Data sheet
一个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。
4.并网光伏发电系统的构成
低压配电侧并网的光伏系统从功能上主要包括下列子系统：
· 光伏子系统：包括光伏方阵、支架、基础和汇流箱等。
· 功率调节器：包括并网逆变器和配电设备等。
· 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下列子系统：
· 光伏子系统：包括光伏方阵、支架（跟踪和固定）、基础和汇流箱等。
· 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。（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
表1、并网光伏系统检查内容
编号竣工检查项目检查标准和依据
(1)项目基本信息和文件项目的基本信息提供，检查项目必须的文件资料及
合同要求的技术文件
(2)电站设备的合同符合性对光伏系统设备种类、技术规格、数量以及主要性
能进行合同符合性检查
(3)光伏系统的检查检查光伏系统各个分系统的功能和质量
(4)光伏系统的测试对光伏系统中各分系统进行必要的测试
(5)验证报告验证报告的一般性要求，初始和周期验证要求
6.工程系统文件和合同符合性的检查
6.1 项目的基本信息
2
作为最低要求，应提供以下基本的系统信息。
a) 项目名称；
b) 额定系统峰值功率（kW DC 或 kV A AC）；
c) 光伏组件的制造商、型号和数量；
d) 逆变器的制造商、型号和数量；
e) 安装日期；
f) 试运行日期；
g) 客户名称；
h) 安装地点；
i）项目的设计单位；
j）项目的施工单位。
6.2 项目基础文件的检查
基础文件包括：
a)立项审批文件；
b)占用荒地的,需提交项目的用地许可；与建筑结合的，需提交建筑安装许可；
c)并网发电项目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项目中标协议；
e)光伏组件和逆变器的制造商、型号和数量；
f)系统安装和运行日期；
g)项目所有设备的采购合同；
h)项目总体设计方案；
i)关键部件（太阳电池组件和并网逆变器）的技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；
l)建设单位提供的此工程的系统维护手册。
6.2.1 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、电话号码和电子邮件地址。
6.2.2 工程图纸
6.2.2.1 一般要求
作为最低要求，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。
6.2.2.2 光伏阵列一般说明
工程图应包括以下方阵设计资料：
a) 组件类型；
b) 组件总数；
3
c) 组串数量；
d) 每个组串的组件数量。
6.2.2.3 光伏组串信息
工程图应包括下列光伏组串信息：
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
工程图应包括下列方阵电气信息：
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）。
6.2.2.5 接地和过电压保护
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
b) 交流过电流保护装置的位置、类型和等级；
c) 漏电保护器的位置、类型和等级（如装有）。
6.2.3 机械设计
应提供支架系统的数据表和设计图纸。
6.2.4 主设备技术规格书
作为最低要求，规格书应提供以下关于系统组成部分的信息：
a) 系统所使用所有类型的组件的规格书——根据IEC61730-1的要求；
b) 系统所使用的所有类型的逆变器的规格书
注：系统其他重要组成部分的规格书也应考虑提供。
6.2.5 运行和维护信息
提供操作和维护的资料，至少应包括下列内容：
a) 经过验证的正确的系统操作程序；
b) 系统故障处理清单；
c) 紧急关机/隔离程序；
d) 维修和清洁的建议（如有）；
e) 光伏阵列的维护文件；
f) 光伏组件和逆变器的保修文件，包括开始保修日期和保修期；
g) 易损件表。
4
如是自动跟踪型系统或聚光光伏系统，还需要提供如下文件：
a) 经过验证的正确的自动跟踪系统操作程序；
b) 自动跟踪系统故障处理清单；
c) 紧急关机/隔离程序；
d) 维修和清洁的建议（如有）；
e) 自动跟踪系统用电功率和日最大用电量；
f) 自动跟踪系统的保修文件，包括开始保修日期和保修期。
6.2.6 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
依据合同或投标书，逐项检查所有电站设备的规格和数量，并做详细记录，记录表格见附件3。
重点检查下列主要设备：
a)光伏组件、组串和光伏阵列的型号、规格和数量；
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
7.1 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IEC 60364标准，并且不能损害现有设备的安全性能。
首次和定期检查要求由专业人员通过专业设备来完成。
7.2 部件质量检查
7.2.1一般要求
检查之前要进行测试，通常优先检查通电设备是否满足IEC 60364-6要求，同时应对并网点电
网电能质量情况进行检测。
7.2.2 直流系统检查
直流系统的检查，至少包含如下项目：
a) 直流系统的设计、说明与安装是否满足IEC 60364要求，特别是满足IEC 60364-7-712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IEC 60364-7-712.433:2002规定，故障电流为短路电流的1.25倍）；
c) 在直流侧保护措施采用II类或等同绝缘强度（IEC 60364-7-712.413.2:2002 II类安全）
d) 光伏组串电缆，光伏阵列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（IEC 60364-7-712.522.8.1:2002）；
e) 配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、温度和太阳辐射（IEC 60364-7-712.522.8.3:2002）；
f) 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 r)应大于可能产生的反向
5
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匹配；
g) 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IEC 60364-7-712.433.2:2002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(IEC 60364-7-712.536.2.2.5:2002)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(IEC
60364-7-712-512.1.1:2002)；
j) 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。
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/阵列设计之上的，组件开路电压(V oc)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/阵列设计之上的，组件短路电流(I sc)与电流温度系数及光照辐射变化有关(IEC 60364-7-712.433:2002)。
注2：组件生产商一般不提供组件反向额定电流(I r)值，该值视为组件额定过电流保护的1.35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。
7.2.2.1 太阳光伏组件检查
太阳光伏组件的检查应包括如下项目：
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。
7.2.2.2 汇流箱（盒)
汇流箱(盒)检查应包括如下项目：
a）产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证。
b) 室外使用的汇流箱(盒)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(盒)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，并附有所用材料的说明书、材质证明书等相关技术资料。
e）汇流箱(盒)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。
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(盒)接地端绝缘电阻应不小于1MΩ（DC500V）。
7.2.2.3 直流配电柜(箱)检查
在较大的光伏方阵系统中应设计直流配电柜(箱)，将多个汇流箱(盒)汇总后输出给并网逆变器柜，检查项目应包括如下：
a）直流配电柜(箱)结构的防护等级设计应能满足使用环境的要求。
b）直流配电柜(箱)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。
c）直流配电柜(箱)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。
6
5.2.2.4 连接电缆检查
连接电缆检查应包括如下项目：
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）电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。
5.2.3 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：
c) 光伏阵列框架应对等电位连接导体进行接地。
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。
5.2.4 交流系统检查
光伏系统交流部分的检验，至少包含下列项目：
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。
5.2.4.1 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。
5.2.4.2 交流配电柜（箱）检查
交流配电柜（箱）是指在光伏系统中实现交流/交流接口、部分主控和监视功能的设备。交流配电设备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。交流配电设备主要特征参数包括：标称电压、标称电流。
5.2.4.3 自动跟踪系统的检查
自动跟踪系统的检查，至少包含如下项目：
a) 自动跟踪系统的导线应具备防护措施；
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。
5.2.5 系统运行检查
5.2.5.1 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。
5.2.5.2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、电话线路或Internet公众网上传。
5.2.5.3 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：
7
d)输出过载、短路保护；
d)过电压保护（含雷击保护）；
d)漏电保护功能。
5.1标签与标识
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粘贴相应的标签；
b) 所有的直流接线盒（光伏发电和光伏阵列接线盒）必须粘贴警告标签，标签上应说明光伏阵列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) 双路电源供电的系统，应在两电源点的交汇处粘贴警告标签；
e) 应在设备柜门内侧粘贴系统单线图；
f) 应在逆变器室合适的位置粘贴逆变器保护的设定细节的标签；
g) 应在合适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形式持久粘贴在设备上。
8.电气设备及系统的测试
6.1一般要求
电气设备的测试必须符合IEC 60364-6的要求。
测量仪器和监测设备及测试方法应参照IEC 61557的相关部分要求。如果使用另外的设备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。
在测试过程中如发生不合格，需要对之前所有项目逐项重新测试。
在适当的情况下应按照下面顺序进行逐项测试：
a）交流电路的测试必须符合IEC 60364-6要求；
b）保护装置和等势体的连接匹配性测试；
c）极性测试；
d）组串开路电压测试；
e）组串短路电流测试；
f）功能测试；
g）绝缘电路的直流电阻的测试。
6.2
6.3
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：为了安全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。
应测量每个光伏组串的开路电压。在对开路电压测量之前，应关闭所有的开关和过电流保护装置（如安装）。
测量值应与预期值进行比较，将比较的结果作为检查安装是否正确的依据。对于多个相同的组串系统，应在稳定的光照条件下对组串之间的电压进行比较。在稳定的光照条件下这些组串电压值应该是相等的（一般在5 %稳定光照情况下）。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) 采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
c) 使用辐照表来标定读数。
注：测试电压值低于预期值可能表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
8
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。
6.4光伏组串电流的测试
6.4.1 一般要求
光伏组串电流测试的目的是检验光伏阵列的接线是否正确，该测试不用于衡量光伏组串/方阵的性能。
6.4.2 光伏组串短路电流的测试
测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试按以下步骤进行：
a）确保所有光伏组串是相互独立的并且所有的开关装置和隔离器处于断开状态；
b）短路电流可以用钳型电流表和同轴安培表进行测量。
6.4.3 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；
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。
6.5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，以确保系统正常的运行。测试过程应该由逆变器供应商来提供；
c) 电网故障测试过程如下：交流主电路隔离开关断开—光伏系统应立即停止运行。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。
6.6光伏方阵绝缘阻值测试
6.6.1 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怀疑设备具有制造缺陷或对干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 2047。
6.6.2 测试方法
6.6.2.1 可以采用下列两种测试方法：
a）测试方法1—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。
9
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。
6.6.2.2 对于方阵边框没有接地的系统（如有II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。
6.6.2.3 对于没有接地的导电部分（如：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1：凡采用6.6.2.1b）测试方法2，应尽量减少电弧放电，在安全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。
6.6.3 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。
6.6.2.1 b）测试方法2中，若采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，方阵电缆应安全地连接到短路开关装置。
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1。在做任何测试之前要保证测试安全。
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带电导体。
6.7光伏方阵标称功率测试
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I-V特性曲线，抽检比例一般不得低于30%。 由I-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，需要做如下所有项目的校正。
测试后应当进行如下6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，光强按照线性法进行校正。
c)组合损失校正：
太阳电池组件串并联后会有组合损失，应当进行组合损失校正，太阳电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，需要与功率曲线对比进行校正；对于带有
10
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。
6.8系统电气效率测试
6.8.1 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；
c)系统电气效率测试应在日照强度大于500W/m2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。
6.8.2 测试方法
光伏系统电气效率应按照如下步骤进行测试：
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） 根据公式b可计算出系统的电气效率。
6.9 聚光光伏组件测试
对于聚光光伏系统，现场应进行聚光光伏组件偏轴光斑损伤测试，测试方法见IEC62109 条款10.14。
6.10 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。
6.10.1 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动工作模式。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，并确认高度角运行范围是否满足追日系统规格书中所定义的范围。
b) 方位角方向手动模式动作测试
将追日系统切换至手动工作模式。在手动模式下通过相应的机构调整方位角。测试过程中重点确认相关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围。
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动工作模式。使追日系统运行一整天，测试运行状况。
e) 通断电测试
将系统切换至自动工作模式。
11
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。
6.10.2 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，直接正常光照不应低于500W/m2，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70km/h风速情况下的静止载荷。该静止载荷以外加负载形式均匀的安装固定在追日系统上。
7. 检查报告
7.1一般要求
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)检查人员姓名及日期。
检测报告以附录A为标准。
7.2首次检查
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。
7.3定期检查
根据本技术规范第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进的建议（如：系统的升级以符合当前标准）。
12
附录A
（资料性附录）
并网光伏系统现场检测表
A.1 基本情况
系统名称
行政地址
系统位置
经度 纬度 海拔承 建 商 检测日期
业 主 检 测 人 系统功率 kW
系统输出电压 电网供电距离
系统占地面积 安装类型
系
机房建筑类型 机房面积
统
其它系统情况：
描
述
承建商代表： 业主代表： 检验人：
13
A.2 文件检查
序号 类
别
提交审查资料名称备注
资
料
审
查
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。
14
A.3 子系统符合性验收
设备名称 数据/参数 与合同的符合性 备注 太阳电池组件1
生产厂家
型号
1
类型
峰值功率
数量
总功率
太阳电池组件2
生产厂家
型号
2
类型
数量
峰值功率
总功率
太阳电池组件3
生产厂家
型号
3
类型
峰值功率
数量
总功率
4 太阳电池合计功率
太阳电池支架
生产厂家
型号
5
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
方阵接线箱
生产厂家
6
型号
连接组串数
数量
直流配电柜
生产厂家
7
型号
单台连接组串数
数量
15
设备名称 数据/参数 与合同的符合性 备注
逆变器1
生产厂家
型号
8
单相/三相
额定功率
数量
逆变器2
生产厂家
型号
9
单相/三相
额定功率
数量
10 逆变器总功率
交流配电柜
生产厂家
11
型号
额定功率
数量
升压变压器
生产厂家
型号
12
类型 干式/油浸
额定功率
数量
数据采集/电站监控
生产厂家
型号
13
现场显示 有/无
远程通信 有/无
通信方式
数量
防雷接地系统
生产厂家
型号
是否安装接闪器 有/无
14
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
16
A.4 并网点电能质量现场测试
将光伏发电系统与电网断开，测试电网的电能质量
A相电压（或单相电压）
B相电压
C 相电压
A相频率（或单相频率）
B相频率
C 相频率
A相电压谐波（或单相谐波）
B相电压谐波
C 相电压谐波
A相功率因数（或单相功率因数）
B相功率因数
C相功率因数
三相不平衡度
电压波动及闪变
将光伏发电系统并网，待稳定后测试并网点的电能质量A相电压（或单相电压）
B相电压
C 相电压
A相频率（或单相频率）
B相频率
C 相频率
A相电压谐波（或单相谐波）
B相电压谐波
C 相电压谐波
A相功率因数（或单相功率因数）
B相功率因数
C相功率因数
三相不平衡度
电压波动及闪变
17
光伏发电工程验收规范.doc
光伏发电工程验收规范
1 总则 1.本规范的适用范围虽限定在380V及以上电压等级接入电网的光伏发电新（扩）建工程。 2 光伏发电工程一般通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段验收，但对于规模较小的光伏发电工程四个阶段验收可以简化，可通过单位工程、工程启动试运和移交生产、工程竣工三个阶段验收，相应的验收组织、验收流程和验收资料制备可以适当简化，在保证验收质量的前提下提高效率。 3除国家或相关行业有特殊要求外，采用的标准系指验收时国家或相关行业已颁发执行的标准。 “批准”文件是指按照该工程项目管理权限，经过有关部门或单位的正式批准。超越上述权限单位所批准的各种文件不能作为验收依据。 光伏发电工程的验收依据，在本规范附录中已一一列出，在验收时应以此对照检查。 4确定验收主持单位，并主持验收工作，主要是为了落实验收责任，保证验收工作质量。 2 基本规定 1 本条规定了工程验收的主要依据。 2 本条规定了工程验收的主要内容。 3 验收过程中发现的问题，其处理原则应由验收委员会（工作组）协商确定。主任委员（组长）对争议问题有裁决权，若1/2以上的委员（组员）不同意裁决意见时，应报请验收监督管理机关或竣工验收主持单位决定。 4 参照其他电力建设工程，在现实中，不按有关规定进行验收就将工程投人使用，造成重大事故的实例时有发生，给人民的生命财产造成了重大损失。为了防止光伏发电工程类似事件的出现，及时发现和解决有关问题，本条再次强调应经过验收后方可投人使用或进行下阶段施工。 5 本着分工明确、便于管理的原则，由建设单位负责验收资料的收集、整理，有关单位按要求配合。
200kW并网光伏项目技术方案
200k W并网光伏项目 技术方案
新惠置业商业屋顶200KWp光伏发电项目 工程技术方案 河南光坤能源科技工程有限公司 2016年5月
目录 1概述 (3) 1.1工程概述 (3) 1.2设备使用环境条件 (3) 1.3 交通运输条件 (4) 2设计依据 (4) 3整体方案设计 (6) 3.1并网逆变器选型 (7) 3.2组件选型 (12) 3.3光伏阵列设计 (12) 3.4交流汇流箱设计 (14) 3.5并网接入柜设计 (15) 3.6电缆选型设计 (16) 4 防雷及接地 (17) 5设备清单 (18) 6发电量计算 (18) 6.1 理论发电量 (18) 6.2 逐年衰减实际发电量 (21) 6.3 年发电量估算 (22) 7 项目管理机构 (24) 8 施工组织设计 (24) 8.1 技术准备 (24)
8.2 现场准备 (24) 8.3 项目管理、沟通与协调 (25) 8.4.工程施工流程 (25) 8.5.实施进度计划 (25) 1概述 1.1工程概述 本项目位于开封市新区九大街，东京大道以北，九大街以西，开封汴西湖以西，区位条件十分优越。周围有高大建筑，遮挡阳光。道路四通八达，交通便捷，新惠置业屋顶项目，六层建筑，每层建筑面积为3464.33平方米。 屋顶为常规水泥屋顶，屋顶集中单建筑屋顶可以完成200kWp容量的光伏组件固定倾角式安装，该项目属低电压并网分布式光伏电站。 该光伏发电系统采用“分散逆变，集中并网”的技术方案，该太阳能光伏电站建成后，与厂区内部电网联网运行，可解决该厂区部分电力需求, 实现了将一部分清洁能源并入用户电网,为该地区的节能减排作出贡献。 1.2设备使用环境条件 开封市地理气候概况 开封市处于黄河中下游平原东部，太行山脉东南方，地处河南省中东部，东经113°52′15"-115°15′42"，北纬34°11′45"-35°01′20"，东与商丘市相连，距离
CGCGF001：2009 400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法
CGC 北京鉴衡认证中心认证技术规范 CGC/GF001：2009 （CNCA/CTS 0004-2009） 400V以下低压并网光伏发电专用逆变器 技术要求和试验方法 Technical Specification and Test Method of Grid-connected PV inverter below 400V 2009-8-3发布 2009-8-3实施 北京鉴衡认证中心发布
目 次 目 次..............................................................................I 前 言............................................................................III 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法. (1) 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (2) 4 产品分类 (3) 4.1 产品型式 (3) 4.2 输出功率型谱 (3) 5 技术要求 (4) 5.1 使用条件 (4) 5.2 机体和结构质量 (4) 5.3 性能指标 (4) 5.4 电磁兼容性 (6) 5.5 保护功能 (6) 5.6 通讯 (7) 5.7 自动开/关机 (7) 5.8 软启动 (7) 5.9 绝缘耐压性 (7) 5.10 外壳防护等级 (8) 6 试验方法 (8) 6.1 试验环境条件 (8) 6.2 机体和结构质量检查 (8) 6.3 性能指标试验 (8) 6.4 电磁兼容试验 (9) 6.5 保护功能试验 (9) 6.6 通讯接口试验 (12) 6.7 自动开/关机试验 (12) 6.8 软启动试验 (12) 6.9 绝缘耐压试验 (12) 6.10 环境试验 (12) 7 检验规则 (12) 7.1 检验分类 (12) 7.2 出厂检验 (13) 7.3 型式检验 (13) 8 标志、包装、运输、贮存 (14) 8.1 标志 (14) 8.2 包装 (14) 8.3 运输 (14)
光伏电站验收标准
太阳能光伏发电系统验收考核办法 第一章总则 为确保太阳能光伏发电系统在现场安装调试完成后，综合检验太阳能光伏发电系统的安全性、功率特性、电能质量、可利用率和噪声水平，并形成稳定生产能力，制定本验收标准。 第二章验收标准 第一条编制依据 （一）太阳能光伏发电系统验收规范CGC/GF003.1-2009 （二）建筑工程施工质量验收统一标准GB50300 （三）建筑结果荷载规范GB50009-2001 （四）电气设备交接试验标准GB50150 （五）电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169 （六）电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171 （七）电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50254 （八）电器安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147 （九）建筑电气工程施工质量验收规范GB50303 （十）光伏组件（PV）安全鉴定第一部分：结构要求GB/T20047.1-2006
（十一）光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T20513-2006 （十二）（所有部分）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GB/T18216 （十三）光伏系统并网技术要求GB/T19939 （十四）光伏（PV）系统电网接口特性GB/20046 （十五）地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC:61215 2005 （十六）并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求ICE:62446:2009 （十七）保护装置剩余电流动作的一般要求ICE/TR60755:2008 （十八）400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法CNCA/CTS0004-2009 （十九）太阳能光伏发电运行规程 （二十）电力建设施工及验收技术规程DL/T5007 （二十一）太阳能光伏发电系统技术说明书、使用手册和安装手册 （二十二）太阳能光伏发电系统订货合同中的有关技术性能指标要求 （二十三）太阳能光伏发电系统基础设计图纸与有关标准 第二条验收组织机构 太阳能光伏发电工程调试完成后，建设单位组建验收领导小
光伏发电工程验收规范
光伏发电工程验收规范 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。
2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。 3基本规定 3.0.1工程验收依据应包括下列内容： 1国家现行有关法律、法规、规章和技术标准。 2有关主管部门的规定。 3经批准的工程立项文件、调整概算文件。 4经批准的设计文件、施工图纸及相应的工程变更文件。 3.0.2工程验收项目应包括下列主要内容： 1检查工程是否按照批准的设计进行建设。 2检查已完工程在设计、施工、设备制造安装等过程中与质量相关资料的收集、整理和签证归档情况。 3检查施工安全管理情况。 4检查工程是否具备运行或进行下一阶段工作的条件。 5检查工程投资控制和资金使用情况。 6对验收遗留问题提出处理意见。 7对工程建设作出评价和结论。 3.0.3工程验收结论应经验收委员会（工作组）审查通过。 3.0.4当工程具备验收条件时，应及时组织验收。未经验收或验收不合格的工程不得交
1MW光伏并网技术方案(新)
1MWp光伏并网发电系统技术方案 大盛微电科技股份有限公司 2017.7
目录 一、总体设计方案 (2) 二、系统组成 (2) 三、相关规范和标准 (3) 四、设计过程 (3) 4.1并网逆变器 (3) 4.1.1组串式逆变器性能特点简介 (4) 4.1.2电路结构 (5) 4.1.3技术指标 (6) 4.2太阳能电池组件 (7) 4.3系统接入电网设计 (9) 4.4系统监控装置 (13) 4.5环境监测仪 (16) 4.6系统防雷接地装置 (16) 五、系统主要设备配置清单 (17) 六、系统原理框图 (18) 七、案例 (18)
一、总体设计方案 针对1MWp的太阳能光伏并网发电系统项目，我公司建议采用华为组串式逆变器，分块发电、集中并网方案，将系统分成20个50KW的并网发电单元，每个50KW的并网发电单元都接入0.4KV低压配电柜，然后通过中压变压器升压至10KV并网。 系统的电池组件选用265Wp多晶硅太阳能电池组件，其工作电压为30.5V，开路电压约为37.8V。经过计算，每个光伏阵列按照24块电池组件串联进行设计，50KW的并网单元需配置8个光伏阵列，192块电池组件,其功率为50.88KWp。则整个1MWp并网发电系统需配置3840块265Wp电池组件，实际功率约为1.017MWp。 将每个50KW逆变器，共20台接入并网装置。 整个并网发电系统按照20个50KW的并网发电单元进行设计，每个发电单元配置1台SUN2000-50KTL逆变器，整个1MWp系统需配置20台SUN2000-50KTL逆变器。每台逆变器的交流输出(3*277V/500V+PE)分别接入0.4KV三相交流低压配电柜本系统需配置1套10KV升压站，包含10kV主变(0.4/10KV, 630KVA)、10kV 开关柜、0.4KV开关柜以及直流电源、二次控制柜等装置，柜与柜之间通过铜排或电缆连接。其中，0.4KV开关柜应配置10路三相交流低压输出接口(AC380/220V,50Hz)，通过电缆分别接至20台SUN2000-50KTL逆变器的交流输出端，从而实现整个并网系统并入10KV 中压交流电网。 综上所述，本系统主要由太阳能电池组件、光伏并网逆变器和10KV升压站、二次控制柜、交直流电缆等所组成。另外，系统应配置1套监控装置，用来监测系统的运行状态和工作参数。 二、系统组成 太阳能光伏并网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其支架； （2）光伏并网逆变器； （3）交流配电柜（10kV主变(0.4/10KV, 1250KVA)、10kV 开关柜、0.4KV开关柜以及直流电源、二次控制柜等装置）； （4）系统的通讯监控装置；
光伏并网发电相关的标准(TC82)
光伏并网发电相关的标准（TC82） N O1.I E C60891-1987,p r o c e d u r e s f o r t e m p e r a t u r e a n d i r r a d i a n c e correct ions to measured I-V characteristics of crystalline silicon photovoltaic (PV) devices. Amendment NO1. NO2. IEC 60904-1：1987, PV Part1：Measurements of PV current-voltage characteristics. NO3. IEC 60904-2：1989, Photovoltaic devices-Part2：Requirements for reference solar cells. NO4. IEC 60904-3-1989, Photovoltaic devices-Part3-Measurement principles for terrestrial photovoltaic (PV) s olar devices with reference spectral irradiance data. NO5. IEC 60904-5-1993, Photovoltaic devices-Part5Determination of the equivalent cell temperature (ECT) of photovoltaic (PV) devices by the open-circuit voltage method. NO6. IEC 60904-6：1994, Photovoltaic devices-Part6：Requirements for reference solar modules. NO7. IEC 60904-7-1995, Photovoltaic devices-Part7 Computation of s p e c t r a l m i s m a t c h e r r o r i n t r o d u c e d i n t h e t e s t i n g o f a p h o t o v o l t a i c device. NO8. IEC 60904-8-1995, Photovoltaic devices-Part8 Guidance for the measurement of spectral response of a photovoltaic device. Second edition (1998). NO9. IEC 60904-9：1995, Photovoltaic devices-Part9：Solar simulator performance requirements. NO10. IEC 60904-8：1998, Photovoltaic devices-Part10：Methods of linearity measurement. NO11. IEC 61173：1992, Overvoltage protection for photovoltaic (PV) power generating systems-Guide. N O12.I E C61194： 1993, Characteristics parameters of stand-alone photovoltaic (PV) systems. NO13. IEC 612151993, Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules. Design Qualification and type approval. NO14. IEC 61277：1995, Guide:General description of photovoltaic (PV) power generating systems. NO15. IEC 61345：1998, UV test for photovoltaic (PV) modules. NO16. IEC 61427, Secondary cells and batteries for photovoltaic (PV) energy systems-General requirements and methods of test. NO17. IEC 61646：1996, Thin film silicon terrestrial PV modules-Design Qualification and type approval. NO18. IEC 61683：1999, PV system-power conditioners-procedures for measuring efficiency. NO19. IEC 61701：1995, Salt mist corrosion testing of photovoltaic (PV) modules. NO20. IEC 61702：1995, Rating of direct coupled photovoltaic (PV) pumping systems.
光伏电站土建施工验收标准
光伏电站建、构筑物施工验收标准
光伏电站建、构筑物施工验收标准 1目的范围 为加强公司项目建设规范化、标准化，健全项目建设管理，保证项目建设质量，制定本标准。 本标准适用于公司新建、改建和扩建光伏电站项目建（构）筑物的施工验收。 2规范性引用文件 《建筑工程施工质量验收统一标准》50300-2001 《建筑地基基础工程施工质量验收规范》50202-2002 《砌体工程施工质量验收规范》50203-2002 《钢筋混凝土结构工程施工质量验收规范》50204-2002 《普通混凝土用砂质量标准及检验方法》52－92 《屋面工程施工质量验收规范》50207-2002 《建筑地面工程施工质量验收规范》50209-2002 《建筑装饰装修工程施工质量验收规范》50210-2001 《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》50242-2002 《建筑电气工程施工质量验收规范》50303-2002 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 50150 3验收标准及施工要求 3.1土方开挖 3.1.1土方开挖前，应摸清地下管线等障碍物，并应根据施工方案的要求，将施工区域内的地上、地下障碍物清除和处理完毕。 3.1.2建筑物或构筑物的位置或场地的定位控制线（桩），标准水平桩及基槽的灰线尺寸，必须经过检验合格，并办完预检手续。 3.1.3熟悉图纸，做好技术交底。 3.1.4基坑、基槽、管沟和场地的基土土质必须符合设计要求。 3.1.5允许偏差项目 1 / 20
3.1.6土方开挖的顺序、方法必须与设计工况相一致，并遵循“开槽支撑，先支撑后挖，分层开挖，严禁超挖”的原则。 3.1.7基坑(槽)、管沟的挖土应分层进行。在施工过程中基坑(槽)、管沟边堆置土方不应超过设计荷载，挖方时不应碰撞或损伤支护结构、降水设施。 3.1.8基坑(槽)、管沟土方施工中应对支护结构、周围环境进行观察和监测，如出现异常情况应及时处理，待恢复正常后方可继续施工。 3.1.9施工过程中容易出现的质量问题及问题分析： 基坑(槽)回填土沉陷(基坑、槽回填土局部或大片出现沉陷，造成散水坡空鼓下沉)。 3.1.9.1产生原因: 3.1.9.1.1基坑槽中的积水淤泥杂物未清除就回填，或基础两侧用松土回填，未经分层夯实。 3.1.9.1.2 基槽宽度较窄，采用手工夯填，未达到要求的密实度。 3.1.9.1.3回填土料中干土块较多，受水浸泡产生沉陷，或采用含水量大的粘性土、淤泥质土、碎块草皮作填料，回填密实度不符合要求。 3.1.9.1.4回填土采用水沉法沉实，密实度大大降低。 3.1.9.2防治措施:回填之前排净槽中积水，将淤泥、松土、杂物清理干净。回填土按要求采取严格分层回填、夯实。控制土料中不得含有直径大于5的土块及较多的干土块，严禁用水沉法回填土料。 3.2土方回填 3.2.1压实填土包括分层压实和分层夯实的填土。当利用压实填土作为建筑工程的地基持力层时，在平整场地前，应根据结构类型、填料性能和现场条件等，对拟压实的填土提出质量要求。未经检验查明以及不符合质量要求的压实填土，均不得作为建筑工程的地基持力层。 3.2.2土方回填前应清除基底的垃圾、树根等杂物，抽除坑穴积水、淤泥，验收基底标高。如在耕植土或松土上填方，应在基底压实后再进行。 3.2.3 对填方土料应按设计要求验收后方可填入。
分布式光伏项目验收规范标准
分布式光伏项目验收规范标准 1、范围 为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建（构）筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。 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 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》 GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》 GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》 GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》 GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》 DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》 CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》 3、术语和定义 下列术语和定义适用于本规范。 3.1屋顶分布式光伏发电项目 接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建（构）筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。 3.2光伏连接器 用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。 4、验收组织及流程 4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。 4.1.1项目单位的组成应符合下列要求： 1)对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。 2)对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。 4.1.2验收小组的组成应符合下列要求：
国家电网光伏电站并网技术标准解读
国家电网光伏电站并网技术标准解读 标准Standard编辑/孑L令欣 国家电网光伏电站并网技术 标准解读……………………………………………………………………………………………………………………………………… > ◎文/张军军秦筱迪 光伏系统接入电网作为光伏发 电的重要环节,直接关系到光伏发 电对公用电网的影响.未来光伏 并网多应用于110kV以下的输电线 路,电网运行环境极为复杂,并 网技术难点亦将倍增,光伏发电功 率的波动性,随机性,高渗透率给 中国电网的安全稳定运行带来了新 的挑战.为此,中国国家电网公司 于2011年颁布了Q/GDw617—2011 光伏电站接入电网技术规定和 Q/GDW618-2011((光伏电站接入 电网测试规程两项企业标准,对 不同电压等级,不同容量和不同并 网方式的光伏电站,在技术指标, 并网前应接受测试的项目和方法进 行规范.本刊就两项标准的相关要 求进行解读,以便企业参照执行.
一 , 一 般原则 这两项标准适用于接入380V 及以上电压等级的并网型光伏发电站,不适用于离网型光伏发电站. 我国太阳能资源分布和电能消 费的格局决定了在中国进行光伏发电时应采用集中开发,高压输送和分布接入,就地消纳两种形式. 这两种形式的光伏电站并网特性不同,其并网要求也有区别.标 准中按不同的接入电压等级对光伏发电站进行了分类:通过380V 电压等级接入电网的光伏电站为小型光伏发电站,通过10kV～35kV 电压等级接入电网的光伏电站为中型光伏发电站,通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站为大型光伏发电站.按不同的并网连接方式,又将光伏发电站区分为: 专线接入公用电网,T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网.为避免小型光伏发电站在用电低谷时向公用电网倒送电,小型光伏发电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%,这样还能允许小型光伏
光伏电站并网验收标准
光伏电站并网验收标准 编制： 审核： 批准： ****有限公司 ****年3月
目录 第一章总则 (3) 第二章编制依据 (4) 第三章资料验收大纲 (5) 一、一次设备试验报告 (5) 二、全站二次设备试验报告................................................................. 错误！未定义书签。 三、商业运行前试验报告..................................................................... 错误！未定义书签。 四、投运后受业主委托需具备试验报告............................................. 错误！未定义书签。第三章土建验收大纲. (7) 一、土建工程 (7) 1、设备基础： (7) 2、建筑物： (7) 第四章设备验收规范 (8) 一、一次设备验收规范 (8) 1、逆变器前端设备部分 (8) 2、变电部分 (9) 二、二次备验收大纲 (16) 1、基本要求 (16) 2、重点检查项目........................................................................... 错误！未定义书签。
第一章总则 根据国家及电力行业等相关国家及电力行业标准化规范文件，结合已并网投运光伏电站并网验收过程中出现的问题，经过深入的总结经验，吸取以往电站并网验收中出现的问题及教训。特制订此光伏电站并网验收、移交大纲，后续待并网光伏电站并网验收前深入开展“大检查、大排除、大化解”的自检自查活动。为确保待并网验收电站有序、快速、安全的并网验收及并网投运后电站的零缺陷移交提供基础保障工作。
光伏发电工程验收规范GBT50796-2012
光伏发电工程验收规范（GB/T 50796-2012） 1总则 1.0.1为确保光伏发电工程质量，指导和规范光伏发电工程的验收，制定本规范。 1.0.2本规范适用于通过380V及以上电压等级接人电网的地面和屋顶光伏发电新建、改建和扩建工程的验收，不适用于建筑与光伏一体化和户用光伏发电工程。 1.0.3光伏发电工程应通过单位工程、工程启动、工程试运和移交生产、工程竣工四个阶段的全面检查验收。 1.0.4各阶段验收应按要求组建相应的验收组织，并确定验收主持单位。 1.0.5光伏发电工程的验收，除按本规范执行外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语 2.0.1光伏发电工程photovoltaic power project 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并与公共电网有电气连接的工程实体，由光伏组件、逆变器、线路等电气设备、监控系统和建（构）筑物组成。 2.0.2光伏电站photovoltaic power station 指利用光伏组件将太阳能转换为电能、并按电网调度部门指令向公共电网送电的电站，由光伏组件、逆变器、线路、开关、变压器、无功补偿设备等一次设备和继电保护、站内监控、调度自动化、通信等二次设备组成。 2.0.3光伏发电单元photovoltaic power unit 光伏电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱多串汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。这种一定数量光伏组件串的集合称为光伏发电单元。 2.0.4观感质量quality of appearance 通过观察和必要的量测所反映的工程外在质量。 2.0.5绿化工程plant engineering 由树木、花卉、草坪、地被植物等构成的植物种植工程。 2.0.6安全防范工程security and protection engineering 以保证光伏电站安全和防范重大事故为目的，综合运用安全防范技术和其他科学技术，为建立具有防入侵、防盗窃、防抢劫、防破坏、防爆安全检查等功能（或其组合）的系统而实施的工程。
光伏发电技术习题及答案期末考试
第一章光伏发电系统习题 一、填空题 1. 太阳能利用的基本方式可以分为、、、。 2. 光伏并网发电主要用于和。 3. 光伏与建筑相结合光伏发电系统主要分为、。 4. 住宅用离网光伏发电系统主要用太阳能作为供电能量。白天太阳能离网发电系统对蓄电池进行；晚间，太阳能离网发电系统对蓄电池所存储的电能进行。 5. 独立光伏发电系统按照供电类型可分为、和，其主要区别是系统中是否有。 6. 太阳能户用电源系统一般由太阳能电池板、和构成。 7. 为能向AC220V的电器提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此需要使用。 8.太阳能光伏电站按照运行方式可分为和。未与公共电网相联接独立供电的太阳能光伏电站称为。 二、选择题 1．与常规发电技术相比，光伏发电系统有很多优点。下面那一项不是光伏发电系统的优点( )。 A. 清洁环保，不产生公害 B. 取之不尽、用之不竭 C. 不存在机械磨损、无噪声 D. 维护成本高、管理繁琐 2．与并网光伏发电系统相比（）是独立光伏发电系统不可缺少的一部分。 A. 太阳能电池板 B.控制器 C. 蓄电池组 D.逆变器
3. 关于光伏建筑一体化的应用叙述不对的是（）。 A. 造价低、成本小、稳定性好 B.采用并网光伏系统，不需要配备蓄电池 C.绿色能源，不会污染环境。 D.起到建筑节能作用 4．（）是整个独立光伏发电系统的核心部件。 A、充放电控制器 B、蓄电池组 C、太阳能电池方阵 D、储能元件 5．独立光伏发电系统较并网光伏发电系统建设成本、维护成本（）A、无法预算B、偏低C、一致D、偏高 6．目前国外普遍采用的并网光伏发电系统是（） A、有逆流型并网系统 B、无逆流型并网系统 C、切换型并网系统 D、直、交流型并网系统 三、简答题 1.简述太阳能发电原理。 2.什么是光伏效应？ 3.简述光伏系统的组成。 4. BAPV和BIPV有什么区别？ 5．目前光伏发电产品主要用于哪些方面。 6．简述太阳能光伏发电系统的种类。 7．简述光伏发电与其他常规发电相比具有的主要特点。 8．根据自己的理解来简述太阳能光伏发电技术在生活中的应用。
光伏电站建设并网涉网流程完整细则
光伏电站涉网操作细则（天津市） 第一条项目发改备案：光伏企业在项目备案时应如实提供项目简介，包括项目名称（统一规范为：项目单位简称+建设地点+备案规模+“光伏发电项目”）、投资主体、建设规模及总投资、建设地点、所依托建筑物及落实情况（土地落实情况）、占地面积及性质、发电模式（全部自用、自发自用余电上网、全额上网）、关键技术、计划开（竣）工时间等，并在备案申请表中明确上述主要内容。 第二条接入系统方案：建设单位携相关资料向国家电网天津市电力公司经济技术研究院（以下简称“经研院”）申请受理制定拟建光伏项目接网方案，所需资料基本包括：经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件（或法定代表人身份证原件及复印件）；企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件；项目地理位置图（标明方向、邻近道路、河流等）及场地租用相关协议；项目可行性研究报告；政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。受理后，经研院经现场勘察后制定接入系统方案。 第三条接入系统批复：项目业主凭经研院出具的接入系统方案到国网天津市电力公司（以下简称“市局”）发策部专责审查，获得批复，即接入系统批复。 第四条电价批复：项目业主向物价局价格收费科提交电价批复申请文件，并按要求提供相关资料（基本包括项目申请报告、发改委备案文件、接入系统批复、项目计划开/竣工时间等）。 第五条初步设计审查：项目业主凭可行性研究报告、接入系统方案、接入系统批复、初步设计图纸到市局营销部专责申请组织初设评审会议。设计院绘制的施工设计蓝图必须与《初步设计审查意见》的精神相一致，项目业主依照施工设计图纸组织开展光伏电站的招标、采购、施工等工作事项。 第六条接入变电站间隔改造、送出线路工程建设：项目业主携营业执照、发改委备案文件、接入系统批复、初步设计审查意见、施工图纸及一次系统图（设计蓝图）到运检部专责处填写《光伏发电项目并网申请表》。受理后由区供电分公司基建处安排变电站间隔和线路施工等相关事宜。项目业主协助电网企业开展送出工程可研设计，共同推动送出工程与光伏发电项目同步建设、同步投运。 第七条项目质监申报：建设单位在工程开工前，必须按要求进行项目注册
(完整版)光伏发电站设计规范GB50797-2012
光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）1总则 1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。 1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。 1.0.4光伏发电站设计除符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语和符号 2.1术语 2.1.1光伏组件 PV module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件（solar cell module） 2.1.2光伏组件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。 2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit 光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。 2.1.4光伏方阵 PV array
将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 2.1.5 光伏发电系统 photovoltaic（PV）power generation system 利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。 2.1.6 光伏发电站 photovoltaic（PV）power station 以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。 2.1.7辐射式连接 radial connection 各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 2.1.8 “T”接式连接 tapped connection 若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与光伏发电站母线连接。 2.1.9跟踪系统 tracking system 通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照量，以增加发电量的系统。 2.1.10单轴跟踪系统 single-axis tracking system 绕一维轴旋转，使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.11双轴跟踪系统 double-axis tracking system 绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.12集电线路 collector line 在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交
光伏发电并网及其相关技术发展现状和展望
光伏发电并网及其相关技术发展现状和展望 发表时间：2018-07-02T11:31:49.047Z 来源：《电力设备》2018年第7期作者：史锐秘鹏刘晓星[导读] 摘要：能源问题始终都是国际上密切关注的问题。新时代的今天，科学界以及产业界在研发与应用新能源技术中投入了很大的财力、物力以及人力资源。（国网山东省电力公司阳信县供电公司山东滨州 251800）摘要：能源问题始终都是国际上密切关注的问题。新时代的今天，科学界以及产业界在研发与应用新能源技术中投入了很大的财力、物力以及人力资源。太阳能作为一种高效的、清洁的能源，一直都是人们心中理想的能源类型。在各大理论研究体系日益完善下，光伏技术得以越发完健全。在太阳能转化成为电能中，光伏发电网并网技术发挥的力量不可磨灭。而对于光伏发电并网技术而言，其多样化的结 构对光伏企业运营工作有着新的要求。光伏发电并网作为电能输送中关键一部分，可以说其扮演着重要的角色，其是否可以安全运作影响着整个供电系统稳定运作。关键词：光伏发电；并网；相关技术；发展现状；展望引言近年来，随着社会的迅速发展，国家对电力的需求量也在逐年增加，对以化石为能源的发电类企业的环境监管离地日益增高，这使得太阳能、风能等清洁、绿色能源受到了广泛的认可与关注。当前，太阳能光伏发电技术已日趋成熟，能够实现经济与高效运行目标，有利于推动国家经济的迅速发展，并且还能够满足社会能源消耗需求，这使得光伏发电并网及其相关技术的发展成为人们高度关注的对象。 1 光伏并网发电系统的设计光伏并网发电系统是光伏发电系统中的一个重要组成部分，其运行的原理是通过逆变器来发挥作用，向着全社会供应电能。对光伏电池进行陈列，对太阳能实现收集，其设置的位置可以在建筑顶部还可以是荒漠、隔壁等环境中，从而保证太阳能充足的条件下实现光伏电池阵列。DC/DC，为功率跟踪器，此设备能够保证光伏并网发现系统中的功率保持在一定的状态中，通过蓄电池作用的发挥，保证光伏发电项目能够实现调度，最终将电能储存起来，当然同时这对于DC/AC的工作负担也相应的增加。DC/AC是指电网系统与光伏发电系统相互进行连接中所采用的逆变器，通过系统的应用实现了稳定性连接，通过大量的光伏发电项目接入其中，保证了电网实现智能化的过程，也对全社会推广太阳能资源进行提升，对传统电能面临的压力是很大程度上进行了缓解。 2 并网光伏发电系统的优势 ①能够利用清洁干净的、可再生的自然能源太阳能发电，不会耗用不可再生的且资源有限的含碳化石能源。在实际使用过程中，也不会产生温室气体与污染物，能够较好的保护生态环境，满足经济社会持续、和谐发展需求。②所发电能馈入电网，以电能为储能装置，节省了蓄电池，相比于独立的太阳能光伏系统，可节省大约35～45%的建设投资，大大降低了发电成本。同时，由于其省去了蓄电池，还可提升系统的平均无故障时间与蓄电池的二次污染。③分布式安装，就近就地分散供电，灵活的进入、退出电网，可有效增强电力系统抵御灾害的能力，改善电力系统自身的负荷平衡状况，降低线路损耗。④可发挥调峰效用。就目前情况来看，联网太阳能是世界上个发达国家在光伏应用领域中竞争发展的关键，是世界太阳能光伏发电的主要发展趋势，市场较大，发展前景十分可观。 3 光伏并网发电系统中的关键技术 3.1 并网逆变器控制技术并网逆变器可确保光伏并网发电系统的灵活性，进而使得工程的多样化需求得以满足，为太阳能始终处于最佳的转换状态提供保障。同时，逆变器还可控制光伏并网发电系统的工作模式，为电流提供直接或间接控制的方法。近年来，随着科学的迅速发展，间接与直接控制不断融合发展，较好的发挥了间接、直接电流的控制效果，弥补了双方的缺陷，融合之后的并网逆变器控制能够实时跟踪电流变化情况，以保证电流的稳定性。并网逆变器控制重点技术主要包括：①数字控制技术，该技术是并网逆变器控制技术的重要基础，是一种热电技术。②PID控制技术，其主要是采用全量、增量的方法支持逆变器的运行，此类技术相对成熟。③重复+PI混合控制技术，此类技术具有复合的特征，能够以复合的方式控制逆变器的运行，从而确保逆变器的稳定性。 3.2 最大功率点跟踪技术最大功率点跟踪技术是将光伏并网发电系统所处的环境进行确定，根据气候中的温度、湿度以及光照等因素实现对并网的调节，并根据发电系统的自身曲线特征绘制相应的过程图，根据曲线图片中显示的变化，对并网发电项目中的功率点实现跟踪的目的。最大功率点跟踪技术是否能够高效率运行与光伏并网发电项目的运行效果有很大关系，在应用中主要采用下面两种方法：（1）扰动观察法，此种方法通过扰动状态前后光伏发电系统产生的变化进行显示，将最大功率点的位置确定处理，通过扰动中电压的控制，形成电压差，最终实现对发电的扰动，确定出跟踪功率的整体状态。（2）电导增量法，这种方法通过变化量以及瞬间电导数据之间的变化情况，将光伏列阵中的一些曲线变化情况确定出来，将峰值找出，确定是否此时段处于最大值，查看电导增量检查中需要确定一个特定的阈值 E，当最大功率处于 ±E 的范围内时，即可找出并网发电的最大功率点。 3.3 并网发电功率预测并网发电功率预测，此项技术能够通过预测作用，在光伏并网发电系统运行中对可能遇到的各种干扰情况进行预测并采取相应的措施降低影响，光伏并网发电系统的整体水平通过此技术的应用能够有效得到维护。在预测并网发电功率的过程中通过间接以及直接两种方式形成，将其中可能存在的影响因素找出来，提升系统之间的转化效率，对并网发电的功率全面实现预测功能，另外将功能预测中的各项数据严格处理，实现系统的功率预测功能全面开展。 4 光伏发电并网系统发展前景近年来，随着科学技术的迅速发展，我国在光伏发电并网系统方面已经研发出了一些新型技术，在光伏发电并网系统的控制与切换方面依旧需要继续、深入研究分析。为了提升光伏发电并网系统的工作效率，必须全面掌握光伏发电并网系统的控制，并且还需妥善解决并网光伏发电系统的切换问题，以确保光伏发电并网系统能够大规模的运用于普通用户。光伏发电并网系统是太阳能发电的应用系统，具有太阳能发电系统的所有优势，但其还具备价格贵、投资高、发电量受气候变化影响等方面的缺陷，是现阶段并网光伏发电系统运行存在的主要问题，但随着日后科技的不断进步，并网光伏发电系统必将成为全民的发电系统。结束语