DB63∕T1780-2020 高海拔光伏电站发电设备现场检测规范(青海省).pdf
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1、ICS 27.160 F 23 备案号:71029-2020 DB63 青海省地方标准 DB63/T 17802020 高海拔光伏电站发电设备现场检测规范 2020 - 04 - 08 发布 2020 - 05 - 01 实施 青海省市场监督管理局 发 布 DB63/T 17802020 I 目 次 前言 . II 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 1 4 检测条件 . 2 5 检测设备 . 3 6 检测流程 . 4 7 检测安全 . 5 8 检测抽样 . 6 9 检测规范 . 6 10 检测报告 . 11 附录 A(资料性附录) 检测报告模板. 12 DB63
2、/T 17802020 II 前 言 本标准依据GB/T 1.1-2009给出的规则编写。 本标准由青海天创新能源科技有限公司提出。 本标准由青海省市场监督管理局归口。 本标准起草单位:青海省产品质量监督检验所、青海天创新能源科技有限公司。 本标准主要起草人:朱青云、韩宏伟、刘宏、李田珍、刘立勇、周斌、姜志成、胡旭东、袁娇、杨西、马晓梅、李鸿鹏、林永辉。 本标准由青海省市场监督管理局监督实施。 DB63/T 17802020 1 高海拔光伏电站发电设备现场检测规范 1 范围 本标准规定了光伏电站现场检测条件、检测设备、检测流程、检测安全、检测抽样、检测规范和检测报告等内容。 本标准适用于海拔
3、1500 米以上高海拔地区光伏电站现场组件到逆变器的检测。 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。 GB/T 2828.1 计数抽样检验程序 第1部分:按接收质量限(AQL)检索的逐批检验抽样计划 GB/T 6495.1 光伏器件 第1部分:光伏电流-电压特性的测量 GB/T 7251.1 低压成套开关设备和控制设备 第1部分:总则 GB/T 18210 晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量 GB/T 20626.1 特殊环境条件 高原电工电子
4、产品 第1部分:通用技术要求 GB 26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分 GB/T 31365 光伏发电站接入电网检测规程 GB 50343 建筑物电子信息系统防雷技术规范 NB/T 32008 光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程 NB/T 32032 光伏发电站逆变器效率检测技术要求 NB/T 32034 光伏发电站现场组件检测规程 IEC 61215-1 地面光伏模块 设计资质和型式认可 第1部分:试验要求 (Terrestrial photovoltaic (PV) modules - Design qualification and type approval - P
5、art 1: Test requirements) IEC 61730-1 光伏(PV)组件的安全条件 第1部分:结构要求(Photovoltaic (PV) module safety qualification - Part 1: Requirements for construction) IEC 61730-2 光伏(PV)组件的安全资格 第2部分:测试要求(Photovoltaic (PV) module safety qualification - Part 2: Requirements for testing) 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 电致发光 又
6、可称场致发光、或电场发光,简称EL(Electro Luminescent),是通过加在两电极的电压产生电场,被电场激发的电子碰击发光中心,而引致电子在能级间的跃迁、变化、复合导致发光的一种物理现象。 DB63/T 17802020 2 3.2 太阳能电池组件电致发光检测仪 利用太阳能电池的电致发光原理来检测组件是否存在缺陷的设备。 3.3 缺陷 主要指的是太阳能电池组件在电致发光作用下可观察到的同心圆、 亮点、 黑心、黑边、 黑斑、亮斑、裂纹、断栅、断裂、黑片、隐裂片、明暗片等影响太阳能电池效率的性能特征。 3.4 标准测试条件 是指太阳能电池温度为251, 大气质量光谱辐照度分布AM为1.
7、5, 辐照度为1000W/m的测试条件,简称STC(standard test condition)。 4 检测条件 4.1 电站运行 光伏电站现场检测时间节点应确定在光伏电站已安装投运后开展。 4.2 电站信息 检测前,应提供设计文件,至少应包括主接线图和光伏方阵总平面布置图,且应包含本标准以下条款信息: a) 光伏方阵的一般说明,设计文件应包括以下光伏方阵资料: 1) 组件类型(厂家); 2) 组件总数; 3) 组串数量; 4) 每个组串的组件数量; 5) 组件倾角和方位角; 6) 汇流箱数量; 7) 每个汇流箱的组串数量; 8) 逆变器数量; 9) 每个逆变器的汇流箱数量。 b) 光伏组
8、串信息,设计文件应包括以下光伏组串信息: 1) 组串电缆规格的尺寸和类型; 2) 组串过电流保护装置的规格、类型和电压/电流等级; 3) 汇流箱中组串保险的型号及类型。 c) 光伏汇流箱信息,设计文件应包括以下光伏汇流箱信息: 1) 汇流箱出线电缆规格的尺寸和类型; 2) 汇流箱过电流保护装置的规格、类型和电压/电流等级; 3) 汇流箱中断路器型号及类型。 DB63/T 17802020 3 d) 光伏方阵电气说明,设计文件应包括以下方阵电气信息: 1) 方阵汇流箱的位置; 2) 直流开关类型、位置和等级(电压/电流); 3) 方阵过电流保护装置的规格、类型和电压/电流等级。 e) 接地保护,
9、设计文件应包括以下接地保护信息: 1) 接地连接体的尺寸和连接点,包括详细方阵框架等电位连接线的安装; 2) 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。 f) 漏电保护,设计文件应包括以下漏电保护信息: 1) 设计文件应包括以下漏电保护信息; 2) 漏电保护器的位置; 3) 漏电保护器的类型; 4) 漏电保护器的等级。 g) 发电设备安全标识, 高原型成套设备的铭牌等安全标识除应符合 GB 7251.1 规定及常规型产品标准中有关铭牌要求外,还需要按 GB/T 20626.1 规定,在铭牌上标出产品适用的海拔等级。 4.3 维护信息 至少应包括下列内容: a) 运
10、行记录; b) 维护记录。 5 检测设备 5.1 逆变器检测装置 逆变器检测装置应满足如下要求: a) 所用检测设备能获取太阳辐照值; b) 所用检测设备能获取组件温度; c) 所用检测设备能获取环境温度。 5.2 组件温度检测装置 组件温度检测装置应满足如下要求: a) 测量范围:-50 +100 ; b) 测量精度:0.5 ; c) 工作环境温度:-50 +100 。 5.3 组件红外检测装置 组件红外检测装置包括无人机搭载热像仪、便携式红外热像仪。分别应满足如下要求: a) 无人机搭载热像仪应满足如下要求: 1) 具有断点续航能力; 2) 具备航线规划及按航线飞行条件; 3) 具有自动识
11、别、标注及自动定位功能; 4) 具备实时传输功能,传输距离满足检测范围要求。 b) 便携式红外热像仪应满足如下要求: DB63/T 17802020 4 1) 应选取精度小于等于2%的检测设备; 2) 灵敏度:小于 0.15 ; 3) 具有连续拍摄功能; 4) 具有足够的储存空间,储存格式推荐为:JPEG。 5.4 组串 I-V 检测装置 组串I-V检测装置应满足如下要求: a) 具备 STC 转换功能; b) 测量误差:小于 0.1%; c) 应选取精度小于等于2%的检测设备; d) 所用检测设备应具备存储 I-V 曲线与参数的功能; e) 所用检测设备应含有与检测设备相连接的辐照计; f)
12、 应选取测量组件背板表面温度精度小于等于1%的检测设备; g) 所用检测设备应具备测量并储存开路电压和短路电流的功能。 5.5 组件 EL 检测装置 组件EL检测装置应满足如下要求: a) 红外相机:成像空间分辨率应大于每像素 500 um; b) 恒流源供电:0 V500 V 自适应; c) 暗室或暗环境:能使电池测试面上杂散光在 800 nm1200 nm 范围内的总强度应小于每平方米1mW。 5.6 绝缘电阻测试仪 绝缘电阻测试仪应满足如下要求: a) 测试电压大于等于 250 V; b) 检测时间能大于等于 60 s。 5.7 接地电阻测试仪 接地电阻测试仪应满足如下要求: a) 能够
13、提供 2.5 倍于组件最大过流保护电流值的恒流源; b) 合适的电压表。 5.8 多路测试仪 多路测试仪宜满足如下要求: a) 同时检测组串数不少于 16 路; b) 能够进行实时数据存储。 5.9 现场标态 I-V 车 现场标态I-V车宜满足如下要求: a) 车内检测环境能够控制到 STC 测试条件的状态; b) 检测车能够开进光伏电站现场。 6 检测流程 DB63/T 17802020 5 6.1 一般流程 根据现场实时运行数据,找出有疑问的逆变器单位,进行小单元、完整检测。对检测数据进行分析以后,再扩大检测范围。 6.2 绝缘电阻、接地与漏电流 进入现场后,先对方阵的绝缘电阻、接地与漏电
14、流进行检测,确保安全后再检测其他发电设备。 6.3 逆变器 查看历史数据,结合实时气象条件和运行数据,两者进行对比,找出实时功率较差的逆变器,确定其所在方阵,进行现场检测。先对逆变器进行检测(可利用电能质量分析仪进行输入、输出功率和电能质量检测),排除因气象因素导致的功率下降和逆变器本身的问题,从而进一步进行逆变器输入端的检查。 6.4 汇流箱 同一汇流箱中,检测每一路的电压、电流,对比找出有问题的组串后,对组串的各组件进行检测,发现并更换有问题的组件后,再进行检测,如果电压、电流恢复到其他组串的值,则检测、分析及措施就成功。 6.5 组串 现场观察组件的清洁度和被污染情况。 通过逆变器显示找
15、出电压或电流异常的支路, 确定其汇流箱编号。找出相应的汇流箱,拉开各组串保险,利用I-V测试仪,检测各组串的电压、电流值,进行编号和数据记录。 6.6 组件 利用红外热像仪对组件、组件背板、组件连接线路进行检测。经过红外热像仪及I-V检测结果分析,缩小缺陷范围,进行El隐裂检测,对发现有隐裂问题的组件检查其安装压块和支架螺丝是否紧固。 7 检测安全 7.1 作业现场的基本要求 按照GB 26860的规定执行。 7.2 作业人员的基本要求 按照GB 26860的规定执行。 7.3 检测安全要求 7.3.1 检测人员要求如下: a) 限制非授权人员进入工作区; b) 进行检测前办理停电工作票; c
16、) 禁止非专业人员进行电站电气设备操作,避免触电或造成系统停运; d) 未经允许不得停运设备; e) 不得接触电气设备,防止触电; DB63/T 17802020 6 f) 工作人员正确使用检测设备; g) 工作人员带好个人防护设备。 7.3.2 检测环境要求如下: a) 大风、雷雨等恶劣条件下不得进行检测; b) 选择光照强度较强时刻进行检测。 7.3.3 为了检测安全和检测数据准确,检测线缆与电力电缆间隙应符合 GB 50343 的规定。 8 检测抽样 依据GB/T 2828.1的规定和相关要求确定。 9 检测规范 9.1 准备工作 准备工作应包括以下步骤: a) 搭建气象站,接通电源,运
17、行气象站,用于后期检测数据对比; b) 现场做好保证安全的组织措施和技术措施; c) 取出相应的设备,并进行测前检查,保证设备能够正常使用; d) 分配各检测人员检测任务,各人员接到各自任务,迅速展开工作; e) 接到红外检测任务的人员迅速开始检测,其余人员开始准备 I-V 参数输入及 EL 设备系统连接调试; f) 提前查找被测组件温度系数值(、)。 9.2 光伏电站基本检测 9.2.1 光伏组件基本检查,应包括如下项目: a) 光伏组件应选用按 IEC 61215-1 和 IEC 61730-1 的要求通过质量认证的产品; b) 组件产品应是完整的,每个光伏组件上的标志应符合 IEC 61
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