光伏建筑系統(tǒng)的設計、招標和驗收

1、2.1 光伏建筑構(gòu)件最優(yōu)傾角和朝向的確定在光伏系統(tǒng)的設計中，光伏板的安形式和安裝角度對光伏板所能接收到的太陽輻射以及光伏系統(tǒng)的發(fā)電能力有很大的影響。光伏板的安裝形式有固定式和自動跟蹤式兩種對于固定式光伏系統(tǒng)，一旦安裝完成，光伏板的方位角和傾斜角就無法改變；而安裝了跟蹤裝置的光伏系統(tǒng)可以自動跟蹤太陽的方位，使光伏板一直朝向太陽，以接收最大的太陽輻射。由于跟蹤裝置比較復雜，初投資和維護成本太高，因此目前光伏系統(tǒng)大多采用固定式安裝。為了充分利用太陽能，必須科學地設計光伏板的方位角與傾斜角。光伏板的方位角是指光伏板所在方陣的垂直面與正南方向的夾角（向東偏設定為負角度，向西偏設定為正角度）。在北半球，光

2、伏板朝向正南方向（即光伏板所在方陣的垂直面與正南方向的夾角為0）時，光伏板的發(fā)電量最大。傾斜角是指光伏板平面與水平面的夾角。傾斜角對光伏板能接收到的太陽輻射影響很大，因此確定光伏板的最佳傾斜角非常重要。光伏發(fā)電系統(tǒng)最佳傾斜角的考慮因素因系統(tǒng)類型而異。在離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)中，由于受到蓄電池荷電狀態(tài)等因素的限制，確定最佳傾斜角時要綜合考慮光伏板平面上太陽輻射的連續(xù)性、均勻性和最大性，而對于并網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)，通常是根據(jù)全年獲得最大太陽輻射量來確定的。2.1.1 關于最大傾斜角的研究及不足之處光伏建筑一體化系統(tǒng)的效率在很大程度上取決于光伏板的方位角和傾斜角。光伏板偶具備最佳的方位角和傾斜角，才能最大

3、限度地降低遮擋物對其的影響并獲得最多的太陽輻射。以前關于光伏板最佳傾斜角的研究大多是針對特定區(qū)域進行定性和定量的分析。對于太陽能的一般應用來說，在北半球的最佳方位是面向正南方向，而最佳傾斜角則為當?shù)氐木暥鹊暮瘮?shù)： opt=（） （2-1）式中 opt最佳傾斜角； 當?shù)鼐暥?。Duffie和Beckman給出的最佳傾斜角的表達式為opt=（+15）15，而Lewis則認為opt=+8。Asl-Soleimani指出為了在德黑蘭獲得全年最大太陽輻射，并網(wǎng)光伏系統(tǒng)的最佳傾斜角是30，比當?shù)氐木暥?5.7要小。Christensen和Barker發(fā)現(xiàn)方位角和傾斜角在一定范圍內(nèi)變化時，對太陽輻射入射量的影

4、響并不顯著。縱觀以前的研究有許多不足之處：（1）未能考慮逐時晴空指數(shù)的影響；（2）缺少全面具體的氣象數(shù)據(jù)；（3）在計算中使用簡化的天空模型。為了提高計算結(jié)果的精確性，本書在計算最佳傾角時引用了各向異性的天空模型并提出了一種新的計算方法。此方法包含了逐時晴空指數(shù)對最佳傾斜角的影響，可以用來計算不同應用情況下（全年、季節(jié)和月）的最佳方位角和傾斜角。本節(jié)的主要內(nèi)容包括：（1）在考慮晴空指數(shù)的影響的基礎上，分析光伏板的傾斜角對太陽輻射入射量的影響；（2）分析光伏板在不同應用情況下（全年、季節(jié)性和特定月）的最佳傾斜角；（3）分析最佳傾斜角與當?shù)鼐暥?、地面反射率和當?shù)貧庀笄闆r（晴空指數(shù)或大氣透射率）等相關

5、參數(shù)的關系。2.1.2 最佳傾斜角的數(shù)學模型 通常，傾斜面上的總太陽輻射量可以由其所獲得的直射輻射、散射輻射和地面反射輻射來表示，獲得的太陽輻射逐時值可以表示為： Gtt（i）=Gbt（i）+Gdt（i）+Gr（i） （2-2）式中 Gtt在i時刻傾斜表面上獲得的總太陽輻射，W/；Gbt傾斜表面上獲得的直射太陽輻射，W/；Gdt傾斜表面上獲得的散射太陽輻射，W/；Gr傾斜表面上獲得的地面反射輻射，W/。對于一個確定的方位，最佳傾斜角可以通過求解下面的方程得出： ddi=1mGtt（i）opt=0 在此處鍵入公式。 （2-3）式中 m計算過程中的小時數(shù)，對于全年的情況m取8760，對于一個季度m

6、取2160，對于一個月取720.太陽直射部分Gbt可以表示為： （2-4）式中 Gbh水平面上可以獲得的直射太陽輻射，W/； 入射角，入射到某傾斜表面上的直射輻射和此表面法向方向的夾角，； Z水平面上的入射角，也稱為太陽的天頂角，； Rb形狀因子。在確定入射角的時候可以利用Duffie和Beckman給出的一系列計算公式：cos=sincos-sincossincos+coscoscoscos （2-5） cosZ=coscoscos+sinsin （2-6）式中 太陽的赤緯，-23.4523.45； 當?shù)氐木暥?，?時角，上午為負值，下午為正值。太陽的赤緯可以表示為： （2-7）式中 n全年

7、的第n天，取值范圍是1365。地面反射部分可以表示為： （2-8）式中 Gth水平面上的總太陽輻射，W/； 0地面反射系數(shù)，有雪地面的反射系數(shù)可以定為0.6，而無雪地面的反射系數(shù)可以定為0.2。傾斜表面上的太陽散射部分可以用Reindl模型來計算： （2-9）式中 Gdh平面上的散射輻射，W/。 （2-10） （2-11）式中 G0大氣層外層所在水平面上獲得的太陽輻射，可以表示為：其中，GSC為太陽常數(shù)，約為1353W/。在上面的計算過程中，Gbh 和Gdh為已知數(shù)，但是大多數(shù)氣象站只提供水平面上的總太陽輻射值。因此，需要尋找一個合適的計算方法將太陽總輻射值分為直射和散射輻射兩部分。利用Org

8、ill和Hollands提出的關于逐時散射率Gbh / Gth和晴空指數(shù)kT的分段線性方程，Yike求出了適用于香港地區(qū)的逐時散射率和晴空指數(shù)的關系式。2.1.3 全年最佳傾斜角通過研究發(fā)現(xiàn)，不同的方位角對應著不同的最佳傾斜角。在北半球常用的典型方位有東面（=-90），東南（=-60，=-45，=-30），南面（=-0），西南（=30，=45，=60），西面（=90）。圖2-1給出了不同方位角對應的香港地區(qū)全年最佳傾斜角和可以獲得的最大太陽輻射值。圖2-1 全年最大太陽輻射值和最佳傾斜角由圖2-1可以看出，對于面向南面的光伏板，獲得全年最大太陽輻射對應的最佳傾斜角為20，即（-2.5）。與水平

9、放置的光伏板相比，位于最佳傾斜角的光伏板可以多產(chǎn)生約4.1%的電能。對于光伏建筑一體化系統(tǒng)，光伏板的傾斜角一般根據(jù)建筑壁面的形狀和建筑師的設計來確定。因此分析方位角和傾斜角對光伏建筑一體化系統(tǒng)全年發(fā)電量的影響尤為重要，其關系如圖2-2所示。圖2-2 傾斜角對全年太陽輻射的影響（曲線從上至下的方位角依次為=0，=-30，=-45，=-60，=-90）圖2-2表明除去面向東面的布置情況，當傾斜角超過40時可以獲得的全年太陽輻射顯著降低。如果光伏板為了與建筑壁面的設計一致而不得不垂直放置時，可以獲得的全年總太陽輻射為598.2kWh/（=-90），與可以獲得的最大太陽輻射1316.1kWh/相比，降

10、低了約54.6%。2.1.4 季節(jié)性以及每月的最佳傾斜角系統(tǒng)的可靠性是離網(wǎng)型光伏系統(tǒng)一個非常重要的因素。對于大多數(shù)地區(qū)來說，相對于夏季，冬季的太陽輻射一般較低。因此，冬季應該作為離網(wǎng)型光伏系統(tǒng)設計的基準點。通過計算可以得出冬季（12月，1月和2月）的最佳傾斜角。在香港地區(qū)，冬季可以獲得最大太陽輻射對應的方位是面向南面，相應的傾斜角為41，即（+18.5）。在此情況下計算得出的太陽輻射與全年可以獲得的最大太陽輻射相比，降低了約4.3%。如果光伏板的傾斜角可以每月進行調(diào)整或者光伏板只在特定的月份使用，則光伏板所適用的傾斜角是不同的。對香港地區(qū)來說，最佳傾斜角的最大值出現(xiàn)在12月份，可以達到46；而

11、在5月、6月和7月，最佳傾斜角則較小。2.1.5 不同晴空指數(shù)下的最佳傾斜角大氣層外層所在水平面上獲得的太陽輻射值G0和晴空指數(shù)kT共同決定了光伏板可以獲得的太陽輻射。在香港地區(qū)，春季的晴空指數(shù)很小，導致春季的月均太陽輻射量較低。例如在1989年，香港地區(qū)4月份的平均晴空指數(shù)只有0.24，而10月份則可以高達0.48，全年平均晴空指數(shù)約為0.39。如果假定香港地區(qū)全年的晴空指數(shù)是定值，則面向南面布置的光伏板的最佳傾斜角隨著晴空指數(shù)的增加而變大，其具體情況如圖2-3所示。當全年的晴空系數(shù)為0.4時，全年最佳傾斜角為14，即（-8.5）；當全年的晴空系數(shù)為0.6時，全年最佳傾斜角為22，即（-0.

12、5）；當全年的晴空系數(shù)為1.0時，全年最佳傾斜角為26，即（+3.5）。圖2-3 不同晴空指數(shù)下南面方向的光伏板對應的全年最佳傾斜角2.2 水平面傾斜光伏陣列最小間距的確定光伏發(fā)電系統(tǒng)中，如果光伏組件采用陣列式布置，前排電池的遮擋會在后排電池上產(chǎn)生系統(tǒng)陰影。由于光伏電池具有二極管特性，部分電池在受到遮擋時就如同工作于反向電流下的二極管一樣。一方面，某些功率將在光伏組件陣列內(nèi)部被損耗掉，從而減弱整個系統(tǒng)的有效輸出效率；另一方面，所損耗的功率還會導致太陽能電池發(fā)熱，降低電池組件的壽命。因此，有必要確定光伏陣列的最小間距，以確保系統(tǒng)正常有效地運行2.2.1 陰影對光伏系統(tǒng)的影響在光伏系統(tǒng)的設計中，可

13、能出現(xiàn)的陰影可分為隨機陰影和系統(tǒng)陰影兩種。隨機陰影產(chǎn)生的原因、時間和部位都不確定。如果陰影持續(xù)時間很短，雖不會對太陽能電池板的輸出功率產(chǎn)生明顯的影響，但在蓄電池浮充工作狀態(tài)下，控制系統(tǒng)有可能因為功率的突變而產(chǎn)生誤動作，造成體統(tǒng)運行的不可靠。而系統(tǒng)陰影是由于周圍比較固定的建筑、樹木以及建筑本身的女兒墻、冷卻塔、樓梯間、水箱等遮擋而造成的。采用陣列式布置的光伏系統(tǒng)，其前排電池可能在后排電池上產(chǎn)生的陰影也屬于系統(tǒng)陰影。處于陰影范圍的電池不能接收直射輻射，但可以接收散射輻射，雖然散射輻射也可以使電池工作，但兩類輻射的強度差異仍然會造成輸出功率的明顯不同。消除隨機陰影的影響主要依靠光伏系統(tǒng)的監(jiān)控子系統(tǒng)。

14、對于系統(tǒng)陰影，則應注意回避在一定直射輻射強度之上時諸遮擋物的陰影區(qū)。對于陣列式的光伏系統(tǒng)，各光伏陣列間采用合理的最下間距可以消除其造成的系統(tǒng)陰影的影響。2.2.2 光伏陣列最小間距的確定為了避免光伏陣列之間的相互遮擋而影響其發(fā)電效率，兩組光伏陣列間的距離（d）與該陣列的寬度（a）有如下的關系（見圖2-4）：圖2-4 光伏電池板安裝間距示意圖d/a=cos+sin/tan （2-12）式中 前一排光伏陣列的遮擋角度，等于冬至日太陽正午時的方位角，計算式如下：=90- （2-13）式中 陣列的傾斜角度，； 當?shù)鼐暥龋?黃道面角度，23.5。由式（2-12）和式（2-13）可以得到光伏陣列隨地理緯

15、度的變化關系，如圖2-5所示?？梢钥闯觯S著緯度的增加，前后兩排光伏陣列間的距離也應不斷增大，直到達到北極圈附近時，距離應增加到無限大。實際工程中，因為要考慮到便于光伏陣列和電氣裝置的安裝、維護，以及工作人員的操作，每排光伏陣列占用的面積應該比計算的稍大一些。圖2-5 地理緯度與光伏陣列間距的變化關系圖2.4 光伏建筑工程驗收對于光伏建筑工程，為確保設備使用安全，系統(tǒng)正常有效運行，必須進行專門的工程驗收和定期檢查，以提高系統(tǒng)的性能參數(shù)，延長使用壽命。民用建筑太陽能光伏系統(tǒng)應用技術規(guī)范的報批稿中指出建筑工程驗收時應對光伏系統(tǒng)工程進行專項驗收。并且在光伏系統(tǒng)工程驗收前，應在安裝施工過程中完成以下隱

16、蔽項目的現(xiàn)場驗收：（1）預埋件或后置螺栓/錨栓連接件；（2）基座、支架、光伏組件四周與主體結(jié)構(gòu)的連接節(jié)點；（3）基座、支架、光伏組件四周與主體維護結(jié)構(gòu)之間的建筑做法；（4）系統(tǒng)防雷與接地保護的連接節(jié)點；（5）隱蔽安裝的電氣管線工程。除此以外，光伏系統(tǒng)工程驗收應根據(jù)其施工安裝特點進行分項工程驗收和竣工驗收。所有驗收應做好記錄，簽署文件，立卷歸檔。2.4.1 分項工程驗收分項工程驗收應根據(jù)工程施工特點分期進行。而對于某些影響工程安全和系統(tǒng)性能的工序，則必須在本工序驗收合格后才能進行下一道工序的施工。這些工序至少應通過以下階段性驗收：（1）在屋面光伏系統(tǒng)工程施工前，進行屋面防水工程的驗收；（2）在光

17、伏組件或方陣支架就位前，進行基座、支架和框架的驗收；（3）在建筑管道井封口前，進行相關預留管線的驗收；（4）光伏系統(tǒng)電氣預留管線的驗收；（5）在隱蔽工程開展前，進行施工質(zhì)量驗收；（6）既有建筑增設或改造光伏系統(tǒng)工程施工前，進行建筑結(jié)構(gòu)和建筑電氣安全檢查。2.4.2 竣工驗收光伏建筑工程在交付用戶使用前，還應進行竣工驗收。驗收的項目除外觀檢查外，還包括對太陽能電池陣列的開路電壓、各部分的絕緣電阻及接地電阻進行測量，并記錄觀測結(jié)果和測量結(jié)果作為日后日常檢查、定期檢查時發(fā)現(xiàn)異常時發(fā)現(xiàn)異常時的參考依據(jù)。推薦的檢查項目如表2-1所示?？⒐を炇諜z查項目 表2-1檢查對象外觀檢查測量試驗太陽能光伏陣列表面有

18、無污物、破損；外部布線是否損傷；支架是否腐蝕、生銹；接地線是否損傷，接地端是否松動絕緣電阻測量；開路電壓測量（必要時）接線箱外部是否有腐蝕、生銹；外部布線是否損傷，接線端子是否松動；接地線損傷，接地線是否松動絕緣電阻測量功率調(diào)節(jié)器（包括逆變器、并網(wǎng)系統(tǒng)保護裝置、絕緣變壓器）外殼是否腐蝕、生銹；外部布線是否損傷，接線端子是否松動；接線段是否損傷，接地端子是否松動；工作時聲音是否正常，有否異味產(chǎn)生；換氣口過濾網(wǎng)（有的場合）是否堵塞；安裝環(huán)境（是否有水、高溫）顯示部分的工作確認；絕緣電阻測量；逆變器保護功能試驗接地布線有否損傷接地電阻測量1.外觀檢查（1）太陽能電池組件及太陽能電池陣列太陽能電池組件

19、在運輸過程中因某些原因可能被損壞，因此在施工時應進行外觀檢查。因為要在太陽能電池組件安裝完成后，再進行詳細的外觀檢查會比較困難，所以需要根據(jù)工程進行的狀況，在安裝前或在施工中對電池板可能會出現(xiàn)的裂紋、缺角、變色等進行檢查。此外，對太陽能電池組件表面玻璃的裂紋、劃傷、變形等，以及密封材料外框的損壞、變形等也要進行檢查。（2）布線電纜太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)設備一旦安裝完成，就長年投入使用，其中的電纜、電線等在工程施工過程中可能會被劃傷或扭曲等，而導致絕緣層被破壞，絕緣電阻降低。因此，工程安裝結(jié)束后不易檢查的部位，應該在施工過程中選擇適當時機進行外觀檢查并記錄。在進行電池陣列的導線布設時，除了要考慮導電

20、率和絕緣能力外，還應遵循下列原則：不得在墻和支架的銳角邊緣布設電纜，以免切、磨損傷絕緣層引起短路，或切斷導線引起線路；應為電纜提供足夠的支撐和固定，防止風吹等機械損傷；布線松緊度要適當，過于張緊會因熱脹冷縮造成斷裂；考慮環(huán)境因素影響，絕緣層應能耐受風吹、日曬、雨淋、腐蝕；電纜接頭要進行特殊處理，防止氧化和解除不良，必要時鍍錫；同一電路饋線和回線應可能絞合在一起。電纜有絕緣電纜和裸電之分。裸電纜通常用于架空導線，如村落集中式光伏發(fā)電站向村莊的輸電線路，其特點是成本低、散熱性能好，但絕緣性能較差。戶內(nèi)則必須使用絕緣電纜。選擇電纜要根據(jù)導線的電流密度來確定其截面積，適當?shù)慕孛娣e可以在降低線損和降低電

21、纜成本方面得平衡。導線絕緣材料一般帶有顏色，使用時應加以規(guī)范，如火線、零線和地線顏色要加以區(qū)分。通常光伏陣列到光伏發(fā)電控制器的輸電線路壓降不允許超過5%，輸出支路壓降不超過2%。（3）接地端子逆變器等電氣設備，在運輸過程中由于顛簸會使接線端子松動。此外，工程現(xiàn)場有可能存在虛連接或者為了試驗臨時解除連接等情況。因此施工后，在太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)運行之前，應對電氣設備、接線箱的電纜接頭等逐一進行復查，確認是否連接牢固，并進行記錄。還需要確認正極（+或P端子）、負極（或N端子）是否正確連接，直流電路和交流電路是否正常連接。對于這些項目的檢查確認要給予重視。（4）蓄電池及其他外圍設備對蓄電池和其他外圍設

22、備也需要進行上述檢查，同時根據(jù)設備供應生產(chǎn)廠家推薦的檢查項目和方法進行檢驗。2.系統(tǒng)運行狀況的檢查（1）聲音、振動及異味系統(tǒng)運行過程中如果出現(xiàn)異常聲音、振動、異味，要特別注意。若感到出現(xiàn)異常狀況。對于住宅用太陽能發(fā)電系統(tǒng)，由于安裝測試儀表的情況較少，進行系統(tǒng)運行狀況檢查比較困難。這種場合下，應定期通過電表（剩余電能計量用）進電量檢查。如果發(fā)現(xiàn)兩個月的電能差值較大，建議由設備廠家和電氣安全協(xié)會進行檢查。（3）蓄電池及其他外圍設備與上述檢查一樣，按設備供應商推薦的檢查項目和方法進行。3.絕緣電阻的測量為了檢查太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)各部分的絕緣狀況，在判斷是否可以通電前，應進行絕緣電阻測量。對系統(tǒng)開始運

23、行時、定期檢查時，特別是出現(xiàn)事故時，發(fā)現(xiàn)的異常部位實施測量。運行開始時測量的絕緣電阻值將成為日后判斷絕緣狀況的基礎，因此，要把測試結(jié)果記錄并保存好。由于太陽能電池在白天始終有電壓，測量絕緣電阻時必須十分注意。太陽能電池陣列的輸出端在很多場合裝有防雷用的放電器等元件，在測量時，如果有必要應把這些元件的接地解除。還有，因為溫度、濕度也會影響絕緣電阻的測量結(jié)果，在測量絕緣電阻時，應把溫度、濕度和電阻值一同記錄。注意，應避免在下雨時和雨剛停后測量。4.絕緣耐壓的測量一般對低壓電路的絕緣，由制造廠在生產(chǎn)過程中慎重研究后制作。另外，由于通過測量絕緣電阻來檢查低壓電路絕緣的情況較多，通常省略在設置地的絕緣耐

24、壓試驗。當有必要進行絕緣耐壓試驗時，應按照以下要領實施：（1）太陽能電池陣列電路在與前述的絕緣電阻測量相同的條件下，將標準太陽能電池陣列的開路電壓作為最大使用電壓，檢測時施加最大使用電壓1.5倍的直流電壓或1倍的交流電壓（不足500V時按500V計）10分鐘，確認是否發(fā)生絕緣破壞等異常。在太陽能電池的輸出電路上如果接有防雷器件，通常要將其從絕緣試驗電路中取下。（2）功率調(diào)節(jié)器電路在與簽署的絕緣電阻測量相同條件下，和太陽能電池陣列電路的絕緣耐壓試驗一樣施加試驗電壓10分鐘，檢查絕緣等是否被破壞。若在功率調(diào)節(jié)器內(nèi)有浪涌吸收器等接地的元件，應按照廠家規(guī)定的方法實施。5.接地電阻的測量利用接地電阻表測

25、量，檢查接地電阻是否符合電氣設備技術標準的規(guī)定。6.并網(wǎng)保護裝置試驗在使用繼電器等試驗儀檢查繼電器工作特性的同時，確認是否安裝有與電力公司協(xié)商好的保護裝置。對于具有并網(wǎng)保護功能的孤島保護裝置，由于各個廠家所采用的方式不同，所以，要按照設備廠家推薦的方法做試驗，或直接請設備廠家進行試驗。7.并網(wǎng)測試并網(wǎng)太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)是將太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)與常規(guī)電網(wǎng)相連，共同承擔供電任務。太陽能光伏發(fā)電進入大規(guī)模商業(yè)化應用的必由之路，就是將太陽能光伏系統(tǒng)接入常規(guī)電網(wǎng)，實行并網(wǎng)發(fā)電。太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)建成后，必須在當?shù)仉娏竟こ處熢趫龅那闆r下，進行運行測試，以確定太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)達到電力公司對安全、可靠性和

26、電能質(zhì)量等要求。光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求GB/T 19939-2005規(guī)定了光伏系統(tǒng)的并網(wǎng)方式、電能質(zhì)量、安全與保護和安裝要求，適用于通過靜態(tài)變換器（逆變器）以低壓方式與電網(wǎng)連接的光伏系統(tǒng)。另外，太陽能光伏系統(tǒng)中壓或高壓方式并網(wǎng)的相關部分也可參照此標準。此標準對并網(wǎng)電能質(zhì)量以及安全保護問題都應該受到控制，在電壓偏差、頻率、諧波以及功率因數(shù)方面都要滿足實用要求并符合標準。出現(xiàn)偏離標準的越限情況，系統(tǒng)應能夠檢測到這些偏差并將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)安全斷開。8.太陽能光伏系統(tǒng)并網(wǎng)連接的檢查并網(wǎng)測試符合要求以后，便可以將太陽能光伏系統(tǒng)接入當?shù)仉娋W(wǎng)。連接完成以后，為確保連接無誤和系統(tǒng)的有效運行，還需要進行并網(wǎng)連接的

27、檢查。電站并入電網(wǎng)后，一般要進行了以下各項檢查：（1）依照系統(tǒng)設計圖紙，對各安裝及連接線路逐一進行檢查；（2）檢查警告標識、各測量設備及配電箱的外觀；（3）依據(jù)產(chǎn)品說明對下列設備進行開關檢查：微型斷路器配電盤中各切斷開關，各測量儀表的控制開關；（4）示范反孤島保護效應線路的正常運行；（5）電流諧波畸變測試。9.太陽能電池陣列輸出功率的檢查太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)為了達到規(guī)定的輸出，將多個太陽能電池組件串聯(lián)、并聯(lián)構(gòu)成太陽能電池陣列。因此在安裝場地專有接線工作場所，要對接線情況進行檢查。定期檢查時，通過檢查太陽能電池陣列的輸出，找出工作異常的太陽能電池模塊和布線中存在的缺陷。（1）開路電壓測量太陽能電池

28、陣列的各組件串列的開路電壓時，如果開路電壓的不穩(wěn)定，可以檢測出工作異常的組件串列、太陽能電池組件以及斷開的串聯(lián)連接線等故障。例如，太陽能電池陣列的某個組件串列中例如存在一個極性接反的太陽能電池組件，那么整個組件串輸出電壓比接線正確時的開路電壓低很多。正確接線時的開路電壓，可根據(jù)說明書或規(guī)格表進行確認，與測定值比較，即可判斷出極性接錯的太陽能電池組件。若日照條件不好，計算出的開路電壓和說明書中的電壓也會存在差異，但只要和其他的組件串列的測試結(jié)果進行比較，也能判斷出有無接錯的太陽能電池組件存在。另外，用同樣的方法，也可以判斷旁路二極管的兩極是否連接正確。測量時需要注意以下事項：1）清洗太陽能電池陣

29、列的表面；2）各組件串的測量應在日照強度穩(wěn)定時進行；3）為了減少日照強度、溫度的變化，測量應在晴天的正午時刻前后一小時內(nèi)進行；4）太陽能電池只要是白天即使在雨天都產(chǎn)生電壓，測量時要注意安全。（2）短路電流通過測量太陽能電池陣列的短路電流，可以檢查出工作異常的太陽能電池組件。太陽能電池組件的短路電流隨日照強度變化幅度很大，因此測量最好在有穩(wěn)定日照強度的情況下進行。如果存在多個相同電路條件下的組件串列，通過組件串列間的相互比較，從某種程度上也可以判斷出異常的組件。2.5 光伏建筑系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求在城市里建造光伏建筑工程最理想的是應用并網(wǎng)技術，把太陽能發(fā)電系統(tǒng)和當?shù)仉娋W(wǎng)并聯(lián)使用，這樣既可節(jié)省蓄電池費

30、用，系統(tǒng)運行也安全可靠，更不用換電池。但是，光伏系統(tǒng)的并網(wǎng)發(fā)電必須要預先滿足一定的要求，這里給出了某電網(wǎng)公司（簡稱公司）對并網(wǎng)申請的技術要點，供參考。2.5.1 規(guī)定概述（1）本文件規(guī)定里可再生能源系統(tǒng)連接380V/220V系統(tǒng)的一般技術要求。如果客戶擁有多個以單點耦合方式連接到公用系統(tǒng)的低于200kWp的光伏系統(tǒng)，將會以整體計算。（2）如果該光伏系統(tǒng)的生產(chǎn)力或電壓大于（1）中所指，或者有特定連接點和條件，作為個別情況，將會由本公司確定額外的要求。（3）在文件中提到的“光伏系統(tǒng)”是指使用逆變器變直流電為交流電的光伏系統(tǒng)。（4）在文件中提到的“共同耦合點”是指公司電網(wǎng)電路中最接近客戶的一點，如果

31、客戶提出新的連接點，可能會與其他客戶連接同一點。（5）除本文件中的規(guī)定，客戶應按照適用的法律、國際標準和其他權(quán)威的業(yè)界指南設計、維護和運作其設備和設施。（6）為確保操作安全、系統(tǒng)安全和供電質(zhì)量，公司可以修訂、修改文件有關內(nèi)容或定立條件，客戶須接受并遵守這樣的更改或條件。（7）公司保留豁免行使本文件部分條款的權(quán)利。2.5.2 系統(tǒng)設計（1）光伏系統(tǒng)的設計必須符合公司電網(wǎng)的連接。每個光伏系統(tǒng)的具體連接方式將根據(jù)系統(tǒng)的位置和類型，由公司予以個別考慮。（2）客戶須遵守公司對設計中連接到公司的設備和系統(tǒng)的所有要求。（3）公司保留權(quán)利修改其電網(wǎng)，為預防可能遇上的技術問題，若系統(tǒng)更新需要性質(zhì)和要求一致的修改

32、，公司會事先通知客戶。（4）客戶有責任保護其設備，確保公司的系統(tǒng)中斷、故障、開關操作或其他干擾都不會損害客戶的設備。（5）光伏系統(tǒng)的保護、控制和同步系統(tǒng)設計，應提交公司獲審批后才能安裝。（6）未經(jīng)公司核準，客戶不得改變?nèi)魏坞娏ο到y(tǒng)，也不得變更或增加其光伏系統(tǒng)的生產(chǎn)力?？蛻粜薷牟⒅匦绿峤坏纳暾垟?shù)據(jù)，應指出擬定的修改對公司系統(tǒng)運行安全性和可靠性可能造成的影響。2.5.3 測試和檢查（1）公司可要求客戶測試其連接到公司系統(tǒng)的設備。這些測試是客戶的責任并且必須由客戶親自完成?？蛻粼O備的測試包括典型測試、例行測試和驗證測試。（2）典型測試需要由一個合格的測試實驗室完成或見證一次，完整的測試結(jié)果必須提交公

33、司批核。典型測試包括逆變器性能測試等。（3）為確保生產(chǎn)設備的質(zhì)量，例行測試可能需要根據(jù)參數(shù)設置而定。制造商和客戶都必須進行例行測試，包括測量電流互感器和電壓互感器，測試結(jié)果應提交公司批核。（4）驗證測試必須在現(xiàn)場進行，在運送和安裝之前的測試是不能接受的。驗證測試項目包括保護、通信、控制、電流互感器和電壓互感器，監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集和同步系統(tǒng)，以及連接或斷開光伏系統(tǒng)所造成的諧波電壓、電流失真和電壓波動。（5）保護和同步系統(tǒng)的測試應包括個別裝置設定和功能測試。公司有權(quán)要求其他類型的測試，包括光伏系統(tǒng)的保護、控制和同步系統(tǒng)的設計等項目，測試結(jié)果須提交公司批核。（6）定期核查測試的時間間隔由公司和客戶商定。

34、（7）客戶必須以書面形式記錄所有保護裝置的設定和測試結(jié)果。公司或監(jiān)管機構(gòu)的代表可要求客戶提供記錄的副本，例如作檢查電表位置之用。2.5.4 運作（1）客戶必須按照權(quán)威的電氣指南的做法，規(guī)范地操作和維護其設備，并且保存完整的記錄。本公司可在合理的時間審查所有記錄。（2）必須是有專業(yè)資質(zhì)的人員在監(jiān)管下才可進行光伏系統(tǒng)的工作。（3）客戶的代表應能夠在任何時候接收來自公司系統(tǒng)控制工程師的通知，以保證在緊急情況下或需要客戶采取緊急行動時，做出適當?shù)奶幚?。?）客戶有責任針對光伏系統(tǒng)對公司的系統(tǒng)可能造成的干擾等任何異常狀況，向公司的系統(tǒng)控制工程師提供咨詢意見。（5）客戶須確保無功功率將不會流入公司的系統(tǒng)，

35、除非符合已商討的協(xié)議條件。（6）客戶要求其系統(tǒng)向暫時斷開的公司系統(tǒng)供電的特別安排必須要得到公司同意。（7）公司已在其系統(tǒng)安裝自動轉(zhuǎn)換器和自動重合器。在轉(zhuǎn)換時，該系統(tǒng)可能會中斷0.2秒以上甚至超過10秒而不事先通知?？蛻舻墓夥到y(tǒng)的設計和運行應顧及孤島效應（客戶的光伏系統(tǒng)仍然連接到已斷開的公司系統(tǒng)），當公司的自動轉(zhuǎn)換器和自動重合器運行時，將不容許客戶的裝置持續(xù)并且不同步地自動切換或重合。客戶的光伏系統(tǒng)與公司的系統(tǒng)斷開后，如果系統(tǒng)電壓和頻率回復正常范圍并且穩(wěn)定下來，可重新建立連接。（8）如果公司要改善其轉(zhuǎn)換和重合器或附加設備，客戶應接受并遵守有關要求，否則公司不會對這些改變所造成的設備損害負責。（

36、9）對于任何測量、維修電流互感器和電壓互感器系統(tǒng)的操作，客戶在操作之前和完成之后應通知公司，以便跟進檢查。2.5.5 電壓和功率因子的控制（1）客戶的光伏系統(tǒng)應配備自動穩(wěn)壓器，且必須與本公司的配電變壓器的自動穩(wěn)壓器協(xié)調(diào)一致。穩(wěn)壓器的電壓控制情況應提交本公司審查。（2）凡使用功率因子校正設備，客戶須確保設備不會產(chǎn)生過度的電壓干擾、浪涌電流、過電壓或與其他系統(tǒng)組件的共振。（3）客戶的負載功率因子在共同耦合點記錄，并必須符合供電規(guī)則的要求。2.5.6 短路電流客戶的光伏系統(tǒng)與公司的系統(tǒng)連接之后，在所有可能的操作條件下，總短路電流不得超過連接到系統(tǒng)的每個設備的短路電流承受能力。2.5.7 測量和遠程測

37、量裝置（1）根據(jù)公司的規(guī)定，公司將設計、供應、擁有和維護一切必要的儀表，包括記錄功率的相關設備（包括千伏安需求），公司電網(wǎng)與客戶的光伏系統(tǒng)之間的能源輸入和輸出。（2）客戶應自行提供和安裝本公司所要求的電壓互感器和電流互感器，并提供表房，以便公司安裝電表和其他設備。（3）按公司的要求，測量設備應安裝在供電點和光伏系統(tǒng)的交流電終端，這些測量包括：從客戶負載和客戶的光伏系統(tǒng)輸出和輸入的有功和無功功率。此外，公司也可要求安裝SCADA系統(tǒng)和遠程測量系統(tǒng)。2.5.8 互連和斷路開關的位置（1）客戶須提供并且在顯著安裝能夠把光伏系統(tǒng)和公司的系統(tǒng)斷開的手動裝置（符合電壓水平的短路開關、拔開式斷路器、熔斷路等

38、）。（2）斷路設備必須向公司人員開放，應在門的開關位置外面用一個獨立的鎖，進入隔離點的通道應保持暢通無阻?？蛻繇氉袷毓局甘镜拈_關、絕緣和接地的有關規(guī)定。（3）絕緣設施通常安裝在測量點附件或者與公司商定的其他位置。（4）客戶應允許本公司隨時使用絕緣設施。鑒于安全因素和法定義務，公司有權(quán)在任何必要情況下隔離客戶的光伏系統(tǒng)。（5）在互聯(lián)點或附近，應有圖表顯示所有的電氣連接并說明公司及客戶的責任范圍。2.5.9 通信渠道通信渠道應屬于保護裝置的一部分，同時提供遠程控制和檢測本公司與客戶之間的語音通話。根據(jù)光伏系統(tǒng)的類型和位置，通信線路可以是電話線、電力試驗線、微波或光纖等，其最終方案將由公司確定。2

39、.5.10 變頻如要連接到公司的系統(tǒng)，客戶的光伏系統(tǒng)的正常運作的頻率應保持在51.0MHz和48.5MHz之間。如果運作的頻率小于48.5MHz，應安裝時間延遲其，以避免過多滋擾性的波動。2.5.11 同步（1）客戶應負責同步協(xié)調(diào)，但必須在獲得公司的批準后才可進行同步。如果光伏系統(tǒng)因不穩(wěn)定而停止向電網(wǎng)輸電，光伏系統(tǒng)應保持斷開，直到公司系統(tǒng)的電壓和頻率恢復到正常值后5分鐘以上。（2）并聯(lián)連接光伏系統(tǒng)和公司系統(tǒng)之前，有必要盡量縮小兩個系統(tǒng)的電壓差、相位角差和頻率差。自動同步設備（可能內(nèi)置于逆變器）須安裝到斷路器位置，用于連接和斷開兩個并行的系統(tǒng)。如斷路器不配有同步設備，須使用機動聯(lián)鎖，以防止不同步的關閉。