标准规范下载简介
T∕CECS 10063-2019 绿色建材评价 控制与计量设备.pdf4.1.1按户用光伏发电系统与市电的连接方式分类
VDC)、光伏组件电池种类代号、安装容量（单位为W）、额定蓄电量（单位为VAh）和本标准代 进行标记
当蓄电池在海拔高度为2000m及以上环境中使用时GB／T 38105-2019标准下载，制造商应确认并在配套文件中说明适 拔、温度、气压等环境条件
1具备储能功能的户用光伏发电系统应配置充放电控制器，宜具备较低的运行功耗。 2充放电控制器除应符合GB/T19064的规定外，还应允许手动设置充放电过程的欠压保护、过 户的限制值和恢复值等控制参数，
直流汇流箱应具备防 应贴有触电警告标识 防生指施
光伏直流系统的线缆应符合NB/T42073的规定，不同直流线缆之间，串联连接应稳固，施工或 十还应确保易于拆卸和安装。
1太阳能光伏组件支架应符合JG/T490的规定。 2支架的倾角宜可调节。当采用倾角固定的支架时，安装倾角应满足产品样本或设计要求，偏 超过土2°。
5.1.1户用光伏发电系统中光伏组件的电池片类型应相同，标准测试条件（STC)下的开路电压、短路 电流、最大功率应一致。
6.1.2并联连接的光伏组串应符合下列规定：
a）每支组串内的所有光伏组件在标准测试条件（STC)下的开路电压之和，相对于所有并联组串 该值的平均值，偏差率不应超过10%； b） 根据本标准的测试方法，同一时刻每支组串的工作电压，相对于所有组串工作电压的平均值 偏差率不应超过10%。
电池极柱处的线缆连接应牢固、可靠，并采取绝缘保护措施。 电池组应放置在安全、牢固、带有通风口的存放箱内，箱体应由耐久材料制造，避免电池酸液 外部应贴有禁止触碰电极、电解液的安全标识
6.3.1连接光伏直流系统的充放电控制器或逆变器，直流输入端的电压、输人功率范围应包含对应方 阵、子方阵或组串在标准测试条件（STC)下的开路电压和最大功率。 6.3.2在光伏直流系统试验中，充放电控制器和逆变器应能分别自动启停蓄电池充电、放电和直流逆 变功能。
6.4.1充放电控制器应支持手动设置充放电的欠压保护、过压保护的限制值和恢复值，宜自动识别蓄 电池组的充电电压。 6.4.2离网型逆变器应支持手动设置直流输端的低压保护限制值和恢复值，应根据蓄电量自动断开 和恢复蓄电池组的放电过程。 6.4.3在充放电试验中，充放电控制器和离网型逆变器应完成正常、稳定的充放电过程
6.5.1并网型光伏系统输出端的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、电压不平衡度、直流分量应符合 GB/T29319的规定。 6.5.2离网型光伏系统输出端的电压稳定度、频率稳定度、正弦波失真度、改善波形应符合GB/T19115.1 的规定。
6.5.1并网型光伏系统输出端的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、电压不平衡度、直流分量应符合 GB/T29319的规定。 6.5.2离网型光伏系统输出端的电压稳定度、频率稳定度、正弦波失真度、改善波形应符合GB/T19115.1 的规定。
6.6.1光伏系统的接地连接应无松动或不完全接触的情况。 6.6.2光伏组件边框之间、光伏组件金属边框与光伏支架之间、光伏支架与接地扁铁之间、逆变器保护 接地与接地排保护连接的接地连接电阻不应大于0.52。 6.6.3光伏系统的电击防护措施应符合GB/T16895.21的规定
测量光伏直流线缆与组件边框
.1光伏组串、子方阵、方阵应采取下列过电流保
a）组串过流保护装置应安装在组串汇流箱 ，组串线缆与子方阵或方阵线缆的连接处 b）子方阵过流保护装置应安装在方阵汇流箱，子方阵电缆与方阵电缆的连接处； c）方阵过流保护装置应安装在方阵电缆与应用电路或功率转换设备的连接处， 6.8.2低压熔断器应符合GB/T13539.6的规定，直流断路器应符合GB/T10963.3的规定
按7.10规定的试验方法，电气系统功率比的测试值应符合产品样本或设计文件的规定，当无规 值时应符合表2的规定。
表2不同逆变系统形式的电气系统功率规定
6.10单位光伏阵列面积的日均发电量
按7.11规定的试验方法，单位光伏阵列面积的日均发电量应符合产品样本或设计文件的规定，当 无规定值时应符合表3的规定。
不同地区单位光伏阵列面积的日均发电量规定
7.1.1试验期间，参与试验人员应穿好防护服，或采用相应的防护设备，不应将手或其他身体外露部位 直接接触电气设备。 7.1.2计量装置、采集仪器应满足相关产品的技术要求，具有出厂合格证等证明文件。监测参数的最 大允许误差或准确度等级应符合表4的规定。
表4测量设备的准确度要求
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角规定太阳能光伏组件的安装倾角和朝向时，安装倾角应为试验所在地纬度士5°，朝向为正南，试验期 间应通风良好，无物体遮挡，
7.2 光伏组串一致性
7.2.1检查系统中光伏组件的电池种类、开路电压、短路电流和最大功率。统计每支并联组串中，各串 联组件在标准测试条件（STC)下开路电压的总和。 7.2.2当光伏组件上的太阳辐照度不低于700W/m²，波动幅度不超过士10W/m²，风速不超过4m/s 且光伏直流系统稳定发电时，应在切断其他非测试组串电路的条件下，依次测量每个待测组串线缆正负 极之间的电压，同时记录太阳辐照度、环境温度
7.3.1检查蓄电池组的并联分支数量和各并联分支的额定工作电压 7.3.2视检蓄电池极柱连接方式、绝缘保护措施和蓄电池组安装的存放箱
7.4.1检查充放电控制器或逆变器直流输入端允许接入电压、功率的范围，符合6.3.1的规定。 7.4.2光伏直流系统试验应至少开展3d，每日太阳辐照量不应低于10MJ/m²。并网型光伏系统应将 功率分析仪接人逆变器的交流输出端；离网型光伏系统应将功率分析仪接人充放电控制器输出端，同时 应通过负载调节装置，使蓄电池组在每关光伏系统发电前处于未充满状态。记录功率分析仪安装位置 逆变器或充放电控制器输出功率、
7.5.1操作并视检充放电控制器、离网型逆变器的控制参数设置功能，符合6.4.1的规定。 7.5.2在试验前通过负载调节装置，充分消耗蓄电池组内部的蓄存电量，使其电压降低至充放电控制 器的欠压保护限制值电压士1V，随后关闭用电负载，通过光伏直流系统对其充电，当充电电流小于 0.5A时，充电过程结束。稳定20min后，关闭光伏直流系统，开启逆变器和用电负载，使蓄电池组不 断对外放电，直至放电电流小于0.5A时，放电过程结束，再次稳定20min。以上充放电过程重复至少 2次，离网型光伏系统的逆变器和充放电控制器应完成正常、稳定的充放电过程。期间应分别测试并记 录充电过程和放电过程的电压、电流和功率。
7.7.1视检光伏系统接地连接有无松动或者不完全接触的情况。
7.7.1视检光伏系统接地连接有无松动或者不完全接触的情况。 7.7.2测量光伏组件边框之间、光伏组件边框（金属）与光伏支架之间、光伏支架与接地扁铁之间、逆变 器保护接地与接地排保护连接的接地连接电阻值。 7.7.3根据GB16895.21的试验方法检查系统电击防护措施
试验前应关断电源设备和负载设备 min后，首先测试光伏方阵负极与组件边框、支架的绝缘电阻，再测试光伏方阵正极与组件边
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架的绝缘电阻。测试电压应符合表5的规定
表5绝缘电阻测试电压与最小限值
豪电阻测试电压与最小限
视检光伏组串、子大 合6.8的规定。分别依 T13539.6和GB/T10963. 器进行试验
7.10电气系统功率比
试验过程中，光伏组件上的太阳辐照度不应低于700W/m²，波动幅度不应超过士10W/m² 对于离网型光伏系统，试验前应通过负载调节装置，消耗蓄电池组的蓄电量，使其电压降低至充放 电控制器的欠压保护限制值电压士1V。
试验步骤如下： a）安装太阳总辐射表，应使太阳总辐照表与光伏组件采光面平行，测试光伏组件采光面接受的太 阳辐照度。 b）将温度传感器粘贴在组件背面中心处，和背板中间无空隙，测试组件背板温度。 ） 并网型光伏系统应将功率分析仪接人交流并网点；交流供电的离网型光伏系统应将功率分析 仪接入逆变器交流输出端；直流供电的离网型光伏系统应将功率分析仪接入控制器直流输出 端。同时通过负载调节装置，使蓄电池组两端电压波动幅度不超过土0.5V。测试光伏系统的 交流输出功率。 d）连续测量并记录同一时刻的交流输出功率、太阳辐照度和组件背板温度。 e 按照7.10.3的方法计算修正到标准测试条件（STC)的输出功率和电气系统功率比。重复测试 全少3次，取单次电气系统功率比的平均值作为最终结果
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Rs PntSTC.
单位光伏阵列面积的日均发电量的试验应符合下列条件： a）在测试前，应确保系统能正常、稳定、连续运行1d。 b）为评估光伏系统的全年发电水平，应在4个不同的太阳日辐照量区间内完成，分别为H< 8MJ/(m².d)、8MJ/(m².d)
a）测试开始前，应切断所有外接辅助电源，安装调试好太阳总辐射表和环境温度传感器，太阳总 辐照表应与光伏组件采光面平行，同时测量光伏阵列总面积。 b 并网型光伏系统应将功率分析仪接入交流并网点；交流供电的离网型光伏系统应将功率分析 仪接入逆变器交流输出端；直流供电的离网型光伏系统应将功率分析仪接人控制器直流输出 端。同时通过负载调节装置，使蓄电池组两端电压波动幅度不超过土0.5V。 c）测试并记录户用光伏发电系统每日的发电量、光伏阵列表面上的太阳辐照度和环境温度。
7.11.3.1按式(3)计算全年综合太阳辐照影响的日均发电量：
7.11.3.1按式(3)计算全年综合太阳辐照影响的日均发电量：
E. 全年综合太阳辐照影响的日均发电量，单位为千瓦时每天(kWh/d)； T12 3 工4 各太阳辐照量区间在当地气象条件下的统计天数，当没有提供相关气象数据 时，11、T2、3、工4的取值参照本标准附录A； E1、E2、E3、E 对应各太阳辐照量区间的日发电量，单位为千瓦时每天（kWh/d）。 13.2控式(4)计筒单位光优阵列面和的日均发由量
e 单位光伏阵列面积的日均发电量，单位为千瓦时每平方米天[kWh/（m²·d)]; 全年综合太阳辐照影响的日均发电量，单位为千瓦时每天（kWh/d)；
户用光伏发电系统分为出厂检验和型式检验。
3.2.1户用光伏发电系统在出厂前应对逐个系统进行检验。 8.2.2出厂检验应核验系统部件的合格证明，并核对检查系统的装箱清单
8.3.1在正常生产情况下，每年应至少进行一次型式检验。
8.3.2产品有下列情况之一时，应进行型式检验： a 新产品试制定型时； b） 改变产品结构、材料、工艺而影响产品性能时； ） 老产品转厂或停产超过2年恢复生产时； d） 国家质量监督检验机构提出进行型式检验的要求时。 8.3.3型式检验应在出厂检验合格的一定批量的产品中随机抽样1～2台进行，批量不应小于10台。 8.3.4型式检验应按表6进行规定的项目进行
3.4.1出厂检验中系统部件具备合格证明，且与装箱清单对应，则为合格，否则为不合格。
3.4.1出厂检验中系统部件具备合格证明，且与装箱清单对应，则为合格，否则为不合格
8.4.2型式检验项目中任意一项不合格，则为不合格，否则为合格
8.4.2型式检验项目中任意一项不合格，则为不合格，否则为合格
标志、包装、运输和贮存
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定，铭牌内容应至少包括下列内容： a）产品名称、规格型号； b）主要技术性能参数：光伏系统与市电的连接方式、供电电压、供电交直流类型、安装容量、额定 蓄电量、光伏组件电池片类型、部件的尺寸和重量等； c 制造单位名称、商标、地址； d）制造日期与出厂编号。 9.1.2户用光伏发电系统的相关部件上应设有关于指示、控制、操作过程的名称、位置和状态标志，电 气部件应有符合GB2894规定的安全标志
9.2.1户用光伏发电系统的组成设备应分箱包装，包装箱应符合GB/T13384的规定，内部应包含产品 合格证、产品使用说明书和装箱单
2.1户用光伏发电系统的组成设备应分箱包装，包装箱应符合GB/T13384的规定，内部应包含 格证、产品使用说明书和装箱单。 2.2包装中的随机附带文件资料应包括至少用户手册，安装与维护手册和保修证明， 2.3用户手册应至少包括下列内容：
a）简单的工作原埋； b）需要用户观察或操作的硬件的描述； c) 正确的操作规程、限制条件和注意事项； d) 断电等紧急状态下的操作程序； e）设备故障排除指导。
9.2.4安装与维护技术手册应
a）完整的系统部件清单，包括制造厂家、设备性能、尺寸重量等介绍内容； b）整套系统的安装说明； C 由用户完成的维护过程要求，以及维护过程说明； d）系统各部件的排除故障指南； e) 功能框图，说明各部件之间的电气联系、各部件的额定值以及机械结构图等 紧急状态下的关机程序
9.3.1运输过程中应防止剧烈震动，不应抛掷、碰撞等，防止雨淋及化学物品的侵蚀 9.3.2贮存环境应符合下列规定
b）相对湿度：<80%； 仓库内应无易燃、易爆、有毒等化学物品和其他具有腐蚀性的气体及物品。应防止强烈电磁场 作用和阳光直射
注要城市日太阳辐照量分
YB∕T 4204-2020 供水用不锈钢焊接钢管.pdf附录A （资料性附录） 我国主要城市日太阳辐照量分段统计
单位光伏阵列面积的日均发电量应按表A.1规定的太阳辐照量区间和当地气象条件下对应的统 计天数进行试验
表A.1我国主要城市日太阳辐照量分段统计
全年日太阳辐照H，<8MJ/m的天数； 2 全年日太阳辐照8MJ/m≤H2<12MJ/m²的天数； ： 全年日太阳辐照12MJ/m≤H<16MJ/m的天数； 文 全年日太阳辐照H≥16MJ/m的天数； HCJT357-2010标准下载， 全年中当地日太阳辐照量小于8MJ/m"期间的日平均太阳辐照量； H2 全年中当地日太阳辐照量小于12MJ/m²且大于或等于8MJ/m"期间的日平均太阳辐照量； 全年中当地日太阳辐照量小于16MJ/m²且大于或等于12MJ/m²期间的日平均太阳辐照量； H. 全年中当地日太阳辐照量大于或等于16MJ/m时期间的日平均太阳辐照量。
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