光伏电站设备（安装及调试）主要施工方案.docx

光伏电站设备（安装及调试）主要施工方案1安装前的准备工作安装组件前，应根据组件参数对每个太阳电池组件进行检查测试其参数值应符合产品出厂指标。一般测试项目有开路电压、短路电流。1.1 光伏姐件开路电压漏斌方法与标准值1.1.1 滴试方法，光伏组件的开路电压（Voc）测试是评估光伏组件性能的重要指标之一.以下是进行开路电压测试的基本步骤和方法：D测试环境准备：确保测试环境处于室内或具备遮挡设施的户外环境，以避免直射阳光影响测试结果。2）测试环境温度应控制在25C±2C范围内，且风速不宜过大。3）准备好测试设备，包括光伏测试系统、万用表、光源模拟器（如需要）等。光伏组件连接：将待测光伏组件的输出端与测试设备的输入端连接，确保连接牢固且无误。如有必要，使用光源模拟器模拟太阳光照射到光伏组件上。4）开路电压测量：将测试设备设置为开路状态，确保光伏组件的输出端没有电流流过。使用万用表或其他电压测至设备测量光伏组件的输出电压，即开路电压（VoC）.多次测量并取平均值以提高测试精度，5）数据记录与分析：记录每次测量的开路电压值，并分析其稳定性和一致性。如发现异常数据，需重复测试以验证结果的准确性。1.1.2 标准值：1） 光伏组件的开路电压标准值因不同组件类型、尺寸和制造工艺而异。以下是一些常见的光伏组件开路电压标准值参考范圉：2） 对于单晶硅光伏组件，其开路电压标准值通常在30V至70V之间，具体取决于组件的额定功率和串并联方式。3） 对于多晶硅光伏组件，其开路电压标准值也大致在30V至70V之间，但相对于单晶硅组件可能略低。4） 对于薄膜光伏组件，如非晶硅或铜锢钱硒（CIGS）组件，其开路电压标准值可能较低，通常在IOV至30V之间。需要注意的是，上述标准值仅作为参考范围，实际开路电压值还需根据具体蛆件的规格和要求进行确定。同时，开路电压值也会受到光照强度、温度等环境因素的影响而发生变化.在测试过程中，如发现光伏组件的开路电压值明显低于或高于标准范围，可能是由于组件内部缺陷、老化或其他原因导致的性能下降。此时，需进一步检查和分析以确定问题的具体原因。12光伏蛆件短路电潼测试方法与标准值1.2.1 测试方法：光伏组件的短路电流（ISC）是评估其性能的重要指标之一。短路电流测试旨在测量当光伏组件输出端短路时，组件内部产生的最大电流值。以下是进行短路电流测试的基本方法：D测试环境准备：确保测试环境处于室内或具备遮挡设施的户外环境，以避免直射阳光影响测试结果。测试环境温度应控制在25"C±2C范围内，以保证测试结果的准确性。2）准备好测试设备，包括光伏测试系统、电流表、光源模拟普（如需要）等。3）光伏组件连接：将待测光伏组件的输出端与测试设备的输入端连接，确保连接牢固且无误。如有必要，使用光源模拟器模拟太阳光照射到光伏组件上。4）短路电流测量：将测试设备设置为短路状态，即确保光伏组件的输出端短路，使用电流表测量短路电流（Isc）,记录测量结果为了提高测试精度，可以进行多次测量并取平均值。5）数据记录与分析：记录每次测量的短路电流值，并分析其稳定性和一致性.如有异常数据，需重复测试以验证结果的准确性.1.2.2 标准值：光伏组件的短路电流标准值同样因组件类型、尺寸和制造工艺而异。以下是一些常见的光伏组件短路电流标准值参考范围：1）对于单晶硅光伏组件，其短路电流标准值取决于组件的额定功率和串并联方式，但通常较大，可以在数安培（八）至数十安培（八）之间.2）多晶硅光伏组件的短路电流标准值与单晶硅类似，但可能略低一些。3）对于薄膜光伏组件，如非晶硅或铜钢钱硒（CIGS）组件，具短路电流标准值通常较低，一般在数安培（八）以下。需要注意的是，上述标准值仅作为参考范围，实际短路电流值还需根据具体组件的规格和要求进行确定.此外，短路电流值也会受到光照强度、温度等环境因素的影响而发生变化。1.2.3 注意事项在进行光伏组件短路电流测试时，需要注意以下几点：1） 安全操作在测试过程中，务必注意电气安全，避免触电危险。使用合适的防护设备,如绝缘手套、防护眼镜等。2）设备校准：确保测试设备已校准，并处于良好工作状态。定期对测试设备进行维护和检查，以确保测试结果的准确性.3）测试环境控制:严格控制测试环境温度和光照条件，以减少对测试结果的影响。如可能，使用光源模拟来模拟不同光照条件下的测试环境.4）重复测试:对于重要的测试结果，建议进行多次重复测试以验证数据的准确性。记录每次测试的数据和条件，以便后续分析和比较。应挑选工作参数接近的组件装在同一子方阵内.应挑选额定工作电流相等或相接近的组件进行串联。组件接线盒上穿线孔应加工完毕。2太阳能电池系统安装2.1 支架底梁安装a.钢支柱的安装，钢支柱应竖直安装，与磴良好的结合.连接槽钢底框时,槽钢底框的对角线误差不大于±10mm,检验底梁（分前后横梁）和固定块。如发现前后横梁因运输造成变形，应先将前后横梁校直。具体方法如下:先根据图纸把钢支柱分清前后，把钢支柱底脚与基础预埋铁板焊接，然后防腐处理。再根据图纸安装支柱间的连接杆，安装连接杆时应注意连接杆应将表面放在光伏站的外侧，并把螺丝拧至六分紧。b.根据图纸区分前后横梁，以免将其混装。c.将前'后固定块分别安装在前后横梁上，注意勿将螺栓紧固.d.支架前后底梁安装。将前'后横梁放置于钢支柱上，连接底横梁，并用水平仪将底横梁调平调直，并将底梁与钢支柱固定。e.调平好前后梁后，再把所有螺丝紧固，紧固螺丝时应先把所有螺丝拧至八分紧后，再次对前后梁进行校正。合格后再逐个紧固。f.整个钢支柱安装后，应对钢支柱底与碎接触面进行水泥浆填灌，使其紧密结合。2.2 电池板杆件安装a.检查电池板杆件的完好性.b.根据图纸安装电池板杆件。为了保证支架的可调余量，不得将连接螺栓紧固。2.3 电池板安装面的粗调a.调整首末两根电池板固定杆的位置的并将其紧固紧。b.将放线绳系于首末两根电池板固定杆的上下两端，并将其绷紧。c.以放线绳为基准分别调整其余电池板固定杆，使其在一个平面内。d预紧固所有螺栓，2.4 电池板的进场检a,太阳能电池板应无变形'玻璃无损坏'划伤及裂纹。b.测量太阳能电池板在阳光下的开路电压，电池板输出端与标识正负应吻合。电池板正面玻璃无裂纹和损伤，背面无划伤毛刺等，2.5 太阳能电池板安装机械准备：用叉车把太阳能电池板运到方阵的行或列之间的通道上，目的是加快施工人员的安奘速度。在运输过程中要注意不能碰撞到支架，不能堆积过高（可参照厂家说明书）。a.电池板在运输和保管过程中，应轻搬轻放，不得有强烈的冲击和振动,不得横置重压。b.电池板的安装应自下而上，逐块安装，螺杆的安装方向为自内向外，并紧固电池板螺栓。安装过程中必须轻拿轻放以免破坏表面的保护玻璃；电池板的联接螺栓应有弹簧垫圈和平垫圈，紧固后应将螺栓露出部分及螺母涂刷油漆，做防松处理.并且在各项安奘结束后进行补漆；电池板安装必须作到横平竖直，同方阵内的电池板间距保持一致；注意电池板的接线盒的方向。2.6 电池板调平a.将两根放线绳分别系于电池板方阵的上下两端，并将其绷紧。b.以放线绳为基准分别调整其余电池板，使其在一个平面内。C.紧固所有螺栓。2.7 电池板接线a.根据电站设计图纸确定电池板的接线方式。b.电池板连线均应符合设计图纸的要求。c.接线采用多股铜芯线，接线前应先将线头搪锡处理。d接线时应注意勿将正负极接反，保证接线正确。每串电池板连接完毕后,应检查电池板串开路电压是否正确，连接无误后断开一块电池板的接线，保证后续工序的安全操作。e,将电池板率与控制器的连接电缆连接，电缆的金属铠装应按地处理。2.8方阵布线a.组件方阵的布线应有支撑、固紧、防护等措施，导线应留有适当余量布线方式应符合设计图纸的规定.b.应选用不同颜色导线作为正极（红）负极（蓝）和串联连接线，导线规格应符合设计规定。C.连接导线的接头应镀锡截面大于6mm的多股导线应加装铜接头（另子），截面小于6mm的单芯导线在组件接盒线打接头圈连接时线头弯曲方向应与紧固摞丝方向一致每处接线端最多允许两根芯线，且两根芯线间应加垫片，所有接线维丝均应拧紧。d,方阵组件布线完毕应按施工图检查核对布线是否正确。e.组件接线盒出口处的连接线应向下弯曲昉雨水流入接线盒.f.组件连线和方阵引出电缆应用固定卡固定或绑扎在机架上。g.方阵布线及检测完毕应盖上并锁紧所有接线盒盒盖，h方阵的输出端应有明显的极性标志和子方阵的编号标志。2.9方阵漏就D测试条件：天气晴朗，太阳周围无云，太阳总辐照度不低于700Wm2.在测试周期内的辐照不稳定度不应大于±1%,辐照不稳定度的计算按地面用太阳电池电性能测试方法中相关规定。2）被测方阵表面应清洁.3）技术参数测试及要求：4）方阵的电性能参数测试按地面用太阳电池电性能测试方法和太阳电池组件参数测量方法（地面用）的有关规定进行。5）方阵的开路电压应符合设计规定。6）方阵实测的最大输出功率不应低于各组件最大输出功率总和的60%7）方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻不应低于50MO3变配电系统逆变器、配电柜安奘3.1 逆变、配电柜安装D打开包装箱,分别检查逆变器及配电柜的完好情况；2）检查配电柜、逆变器各开关初始位置是否正确，断开所有输出、输入开关；3）将主接线盒的方阵输入电缆分别接至控制器各端子；4）将逆变器交流输出电缆接至交流配电箱的输入端；5）将逆变器亘流输入电缆接至控制器负载输出端；6）将外电网电缆接至交流配电箱的输出端子。3.2 电源慎线敷设1.1 阵电缆的规格和敷设路由应符合设计规定。1.2 电线穿过穿线管后应按设计要求对管口进行防水处理.1.3 缆及馈线应采用整段线料不得在中间接头。1.4 源馈线正负极两端应有统一红（正极）蓝（负极）标志，安装后的电缆剖头处必须用胶带和护套封扎。3.3 通电检查D通电试验（2）电压表'电流表表针指在零位'无卡阻现象。（3）开关、闸刀应转换灵活，接触紧密。（4）熔丝容量规格应符合规定'标志准确.（5）接线正确、无碰地、短路、虚焊等情况，设备及机内布线对地绝缘电阻应符合厂家说明书规定。2）通电试验步骤（D方阵输入回路应设有防反充二极管。（2）应能测试方阵的开路电压、短路电流。（3）输出电压的稳定精度应符合设计要求。（4）能提供直流回路的电流监视信号。（5）电源馈线的线间及线对地间的绝缘电阻应在相对湿度不大于80%时用500V兆欧表测H绝缘电阻应大于IMQ。（6）各电源馈线的电压降应符合设计规定。（7）方阵输出端与支撑结构间的绝缘电阻、耐压强度应符合设计规定.3.4 防富接地安装D施工顺序：接地极安装一接地网连接一接地网由接地体和接地扁钢组成。地网分布在立柱支架周围,接地体采用热镀锌管。接地极一端加工成尖头形状,方便打入地下。2）接地线应采用绝缘电线，且必须用整线，中间不许有接头.接地线应能保证短路时热稳定的要求，其截面积不得小于6e',避雷器的接地线应选择在距离接地体最近的位置。接地体与接地线的连接处要焊接；接地线与设备可用螺栓连接.3）接地扁铁采用热镀锌扁钢,接地扁钢应垂直与接地体焊接在一起；以增大与土壤的接触面积。最后扁钢和立柱的底板焊接在一起.焊后应作防腐处理.应采用防腐导电涂料.回添土尽量选择碎土，土壤中不应含有石块和垃圾。3.5 ”体汇线D整体汇线前事先考虑好走线方向,然后向配电柜放线.太阳能电池板连线应采用双护套多股钢软线,放线完毕后可穿C32PVC管，线管要做到横平竖直，柜体内部的电线应用色带包裹为一个整体,以免影响美观性。2）关掉电池的空气开关。连接好蓄电池连线。线的颜色要分开。红色为正。黑色为负。3）连接太阳能电池板连线,同样要先断开开关。4）连接控制器到逆变器的电源连接线。负载线应根据太阳能电站和移动直放站的位置，去确定架空或地埋的方式。5）电缆线敷设施工准备T放线T电尴沟开挖T预埋配管和埋件T电缆敷设T电缆沟回填T接线a.施工准备电缆穿越墙体,基础和道路时均应采用镀锌保护管，保护管在敷设前进行外观检套，内外表面是否光滑，线管切割用钢锯，端口应将毛刺处理。b.预埋配管暗配的线管宜沿最短的线路敷设并减少弯曲，埋入墙或地基内的管子，离表面的净距离不应小于15m,管口及时加管堵封闭严密。c.管内穿线管路必须做好可靠的跨接，跨接线端面应按相应的管线直径选择。d电缆敷设电缆敷设前电缆沟应通过验收合格；铠装电缆直接埋地敷设，电缆埋设段内严禁接头.3.6 鳌体防腐施工完工后应对整个钢结构进行整体防锈处理，可用防锈漆进行涂装，但涂奘次数不得少于二遍，中间间距时间不得少于8小时04分部验收熏试（调试工程研）4.1 系纥设置与接线D并网光伏发电系统的系统接线和设备配置应符合低压电力系统设计规施和太阳能光伏发电系统的设计规范。2）并网光伏发电系统与电网间在联接处应有明显的带有标志的分界点，应通过变压器等进行电气隔离。3）检测方法：对系统设计图和配置设备清单进行检查。4.2 安装、布线、防水工程检查D太阳电池方阵'逆变器、并网保护装置等设备安装应符合设计施工图的要求，布线、防水等建筑工程应符合相关要求.2）检测方法：对太阳电池方阵、逆变器,并网保护奘置等设备的安装对照设计施工图进行检查，验证是否一致；检查安装'布线、防水等工程的施工记录.4.3防寓接地太阳电池方阵必须有可靠的接地网防雷措施。检测方法：检查太阳电池方萍的接地姣与防雷接地线是否牢固连接。4.4 纶峰性能绝缘电阻D太阳电池方阵、接线箱、逆变器、保护装置的主回路与地（外壳）之间的用DC100oV欧姆表测量绝缘电阻应不小于IMQo2）试验方法：将太阳电池方阵'接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用DC100OV欧姆表测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1M。4.5 绝缘酎氏太阳电池方阵'接线箱'逆变器,保护装者的主回路与地（外壳）之间的应能承受AC2000V,1分钟工频交流耐压，无闪络,无击穿现象，试睑方法：将太阳电池方阵'接线箱、逆变器、并网保护装置等设备的连接回路断开，分别用AC2000V工频交流耐压仪测量主回路各极性与地（外壳）的绝缘耐压。4.6 工作特性试H并网光伏发电系统应在现场对其主要设计工作特性进行验证检测，以证明其符合性。并网光伏发电系统的起动和停止，应符合设计的功率（电压）值并经一定延时确认后动作，防止出现频繁起动和停止现象。试验方法：调整（模拟）太阳电池方阵的发电功率（电压）达到设定值并经一定延时后，并网光伏发电系统起动并入电网运行；调整（模拟）太阳电池方阵的发电功率（电压）低于设定值并经一定延时后，并网光伏发电系统停止与电网解列运行；起动/停止动作值应符合设计文件的要求。4.7 交流电当电网电压和频率在设定范围内变化时,并网光伏发电系统的输出应可跟踪电网电压和频率的变化，稳定运行。交流输出功率，交潼输出电流（高次谐波），功率因效应符合设计值。试验方法：调整模拟）电网的电压和频率在规定范围内变化，观察并网光伏发电系统的输出可以跟踪这种变化，且稳定运行。4.8 效率并网光伏发电系统在额定输出的25%、50S.100%时，转换效率应符合设计要求。试验方法：在并网光伏发电系统输出在额定值的25%450is100%,偏差士10%以内时，测量太阳电池方阵输出的直流功率和系统输出的交流功率，计算转换效率，应符合设计要求。4.9 电压与率为了使交流负载正常工作，并网光伏发电系统的电压和顽率应与电网相匹配。电网额定电压为35kV,额定频率为50Hz。正常运行时，电网公共连接点（PCC）处的电压允许偏差应符合GB12325-90。三相电压的允许偏差为额定电压的±7',单相电压的允许偏差为额定电压的+7%、-10%。并网光伏发电系统应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz,光伏系统的频率允许偏差应符合GB/T159457995,即偏差值允许士0.5Hz。殊率工作范围应在49.5Hz50.5Hz之间.试验方法：在并网光伏发电系统正常运行时，测量解并列点处的电压和频率应符合上述要求。4.10 电压电流变率并网光伏发电系统在运行时不应造成电网电压波形过度的畸变，和/或导致注入电网过度的谐波电流。在额定输出时电压总谐波盼变率限值5%,各次谐波电压含有率限值3%,在50%和100%额定输出时电流总谐波畸变率限值为5%,各次谐波电流含有率限值为3?。试验方法：用谐波测量仪在并网光伏发电系统输出50$和100%时，测量解并列点处的电压和电流总谐波畸变率和各次谐波含有率。4.11 功率因数光伏系统的平均功率因数在50与额定输出时应不小于0.85,在100t额定输出时应不小于0.90.试验方法：用功率因数表在并网光伏发电系统输出50%和100、时，测量解并列点处的功率因数应符合上述要求。4.12 电压不平雷度（仅对三相出）光伏系统（仅对三相输出）的运行，三相电压不平衡度指标满足GB/T15543-1995规定。即电网公共连接点（PeC）处的三相电压允许不平衡度允许值为2%,短时不得超过4%。试验方法：用电压表在并网光伏发电系统输出50$和100%时，测量解并列点处的三相输出电压应符合上述要求。4.13 安全与保护试验并网光伏发电系统和电网异常或故障时，为保证设备和人身安全，防止事故范围扩大，应设置相应的并网保护装置。D过/欠压当并网光伏发电系统电网接口处电压超出规定电压范围时，过/欠电压保护应在0.22秒内动作将光伏系统与电网断开。试脸方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠电压检测回路中施加规定的交流电压值，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。2）过/欠频当并网光伏发电系统电网接口处频率超出规定的频率范围时，过/欠频率保护应在0.22秒内动作将光伏系统与电网断开。试脸方法：将并网光伏发电系统停止解列，在过/欠频率检测回路中施加规定的交流频率信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。3）防孤岛效应当并网光伏发电系统的电网失压时,必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应，应设置至少各一种主动和被动防孤岛效应保护。防孤岛效应保护应在2秒内动作将光伏系统与电网断开。试验方法：并网光伏发电系统运行中，调整阳性负荷，使电网向负荷的供电功率接近于零（小于额定功率的5喘，模拟电网失电，检测防孤岛效应保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。4）电网恢复由于超限导致光伏系统离网后，光伏系统应保持离网，直到电网恢复到允许的电压和频率范围后150秒以上才可再并网。试验方法：在过/欠压、过/欠频、防孤岛效应保护检测时，恢复保护装置工作范围，并网光伏系统应在规定时间后再并网。5）短路保护光伏系统对电网应设置短路保护，电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150乐并在OJ秒以内将光伏系统与电网断开。试验方法:在解并列点处模拟电网短路,测量逆变器的输出电流及解列时间。6）方向功率保护对无逆潮流光伏并网发电系统，当电网接口处逆潮流为逆变器额定输出的5%时，方向功率保护应在0.22秒内动作将光伏系统与电网断开。试脸方法：将并网光伏发电系统停止解列，在方向功率保护检测回路中施加规定的交流信号，测量保护装置的动作值和动作时间，应符合设定值。5系统调试5.1系鼓调试前准备工作D系统调试前进行系统检查，其中包括：接地电阻值的检测、线路绝缘电阻的检测、控制柜的性能测试,充电蓄电池组的检测、光伏阵列输出电压的检测、控制器调试。2）太阳能组件方阵的仰角方向宜保持一致，满足最大采光要求.3）太阳能组件安装纵向中心线和支架纵向中心线应一致，横向水平线应与地面形成设计度角，倾斜方向应该是符合设计要求。紧固后目测应无歪斜。4）支架固定牢靠，可抵抗7-8级风.避亩设备符合所有安奘要求.5)汇流盒及护线PVC管必须做到IOg防水保护,安装牢固。6)系统安装使用的支架、抱箍、摞栓、压板等金属构件应进行热镀锌处理,防腐质量应符合现行国家标准金属覆盖及其他有关覆盖层维氏和努氏显微硬度试睑(GB/T9700).热喷涂金属件表面预处理通则(GB/T11373).现行行业标准钢铁热浸铝工艺及质量检验(ZBJ36O11)的有关规定。7)各种螺母紧固,宜加垫片和弹簧垫。紧固后螺出螺母不得少于两个螺距。8)安装完成后进行检查，确认无误，方可进行分项调试。9)各分项调试完成后，可进行系统调试，联动调试，试运行。5.2调试流程5. 2.1调试之前做好下列工作准备：<1)应有运行调试方案，内容包括调试目的要求，时间进度计划，调试项目，程序和采取的方法等；(2) 按运行调试方案，备好仪表和工具及调试记录表格；(3) 熟悉系统的全部设计资料，计算的状态参数，领会设计意图，掌握太阳能电池组件，逆变器，光伏系统工作原理；(4) 光伏调试之前，先应对逆变器，并网柜试运行，设备完好符合设计要求后，方可进行调试工作；< 5)检查太阳能光伏接线是否正确，逆变器、并网柜的接线是否正确；< 6)检查太阳能光伏组件的二极管连接是否正确；< 7)检查保护装置,电气设备接线是否符合图纸要求，5.2.2通信网络检测< 1)检测逆变器到计算机间的RS485/232通信线是否通信正常；< 2)检查光伏系统监测软件是否已经安装，是否可在计算机上正常启动使用；< 3)检查计算机间的通信联接是否正常，< .2.3系统性能的检测与调试电站运行前，运行维护人员必须做好一切准备工作：检查送电线路有无可能导致供电系统短路或断路的情况；确认输配电线路无人作业，确认系统中所有隔离开关、空气开关处于断开位置；确认所有设备的熔断器处于断开位置；确认太阳电池方阵表面无遮挡物；记录系统的初始状态及参数，这是实现电站安全启动的重要环节。逆变器并网前首先进行以下测试：1）对太阳能发电系统进行绝缘测试，测试合格方可并网；2）测试直流防雷箱输出（或逆变进线端）电压，判断太阳能电池输出是否正常；3）测量并网点的电压，频率是否在逆变器的并网范围；4）待以上测试完成并达到并网条件时，方可以进行井网调试；5）将测试逆变器的输入输出隔离开关闭合，并将并网柜相应的断路器合上，观察并网电压及电流是否正常，查看逆变器各项参数是否正常，如此操作直到各个逆变器工作正常。将所有逆变器连接上485通讯线，同时连接上数据采集器及传感器，通过通讯线将数据采集器和PC机相连，运行通讯软件，监测光伏发电系统各项参数及指标是否正常，调整逆变器，数据采集器，监控软件的相关设置，使监控系统正常。启动系统设备，观察逆变器，并网柜是否正常工作；检查监控软件是否正常显示光伏系统发电量，电压，嫉率，C02减排量等系统参数。电能质量测试：上图所示电路是对光伏并网发电量系统测量的一个测试框图。如果电网的电压和频率的偏差可以保持在最高允许偏差的50%及以内，则“电压和频率可调的净化交流电源（模拟电网）”可以省略，直流将系统接入电网进行测试。D正常运行时，本光伏系统和电网接口处的电压允许偏差符合GB/T12325-1990的规定，三相电压的允许偏差为额定电压±7%,单相电压的允许偏差为额定电压的+7k-10¾o2）光伏系统与电网同步运行，电网额定频率为50Hz,光伏系统并网后的喊率允许偏差符合GB/T15945-1995的规定，即输出频率允许偏差为额定频率士O.5Hz3）光伏系统工作时不应造成电网电压波形过度的盼变和导致注入电网过度的谐波电流。并网逆变器额定输出时，电流总谐波畸变限值小于逆变器额定输出的5%。4）光伏系统的输出大于其SS定输出的50%时，平均功率因数不小于0.9。5）光伏系统并网运行时，电网接口处的三相电压不平衡度不超过GB/T15543规定的数值，允许值为2孔短时不超过6）光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不超过其交流额定值的倡。根据现场的具体情况，本司还将配备以下的测量仪器:兆欧表精度等级不低于1.5级，500V温度传感器或具有测温功能的万用电表精度TC电流表精度不低于0.5级电压表精度不低于0.5级温度计分度值不大于1'C频率计谐波仪水平仪