企 业 标 准
Q/SPI 9726-2016 代替Q/CPI 156—2015
光伏电站技术监督规程
2016—09—25发布 2016—10—01实施
国家电力投资集团公司 发 布
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
目 录
- I -
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
前 言..............................................................III 1 范围.................................................................1 2 规范性引用文件.......................................................1 3 定义与术语...........................................................2 4 总则.................................................................3 5 绝缘监督.............................................................4 6 继电保护监督........................................................13 7 电测监督............................................................19 8 电能质量监督........................................................20 9 节能监督............................................................26 10 金属监督...........................................................26 11 化学监督...........................................................27 12 监控自动化监督.....................................................31 13 光伏组件技术监督...................................................38 14 逆变器技术监督.....................................................39 15 环保技术监督.......................................................39 1 范围...........................................................................................................................1 2 规范性引用文件.......................................................................................................1 3 定义与术语...............................................................................................................2
3.1 光伏组件 PV MODULE....................................................................................2 3.2 光伏电站 PV POWER STATION......................................................................2 3.3 光伏电站技术监督 PV POWER STATION TECHNICAL SUPERVISION..............2 3.4 技术监督周期 TECHNICAL SUPERVISION DURATION.......................................2 3.5 绝缘监督 INSULATION SUPERVISION...............................................................2 3.6 节能技术监督 ENERGY CONSERVATION TECHNOLOGY SUPERVISION............3 3.7 电能质量技术监督 TECHNOLOGY SUPERVISION FOR QUALITY OF ELECTRIC
ENERGY..........................................................................................................................3
3.8 光伏汇流箱 PV ARRAY JUNCTION BOX...........................................................3 3.9 低电压穿越 LOW VOLTAGE RIDE THROUGH..................................................3
- II -
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
3.10 光伏并网逆变器 ON-GRID PV INVERTER.....................................................3 3.11 最大功率点跟踪 MAXIMUM POWER POINT TRACKING（MPPT）....3 3.12 逆变器效率 EFFICIENCY OF INVERTER.........................................................3 任意时刻逆变器输出功率与输入功率的比值，用百分比表示。...................3 3.13 逆变器加权效率 WEIGHTED EFFICIENCY OF INVERTER...............................3 4 总则...........................................................................................................................3
4.1 目的.................................................................................................................3 4.2 监督管理要求.................................................................................................4 4.3 文件要求.........................................................................................................4 5 绝缘监督...................................................................................................................4
5.1 绝缘监督主要内容.........................................................................................4 绝缘监督内容包括变压器、互感器、 高压开关设备、气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)、无功补偿装置、氧化物避雷器、设备外绝缘防污闪、接地装置、电力电缆、架空线路、母线、光伏组件、汇流箱、逆变器，另外绝缘监督人员作业时应使用满足安全要求的防护设备及工具，绝缘监督试验设备应完好，相关仪表校验需在有效期内，另外针对异常问题应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作。...............................................................................................................................4
5.2 变压器运行检修和试验技术监督.................................................................4 5.3 互感器运行检修和试验技术监督.................................................................5 5.4 高压开关设备运行检修和试验技术监督.....................................................5 5.5 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)运行检修和试验技术监督...................6 5.6 无功补偿装置运行检修和试验技术监督.....................................................7 5.7 氧化物避雷器运行检修和试验技术监督.....................................................7 5.8 设备外绝缘防污闪运行检修和试验技术监督.............................................8 5.9 接地装置运行维护和试验技术监督.............................................................8 5.10 电力电缆运行和试验技术监督...................................................................9 5.11 场内架空线路运行维护和试验技术监督...................................................9 5.12 母线运行维护和试验技术监督.................................................................10 5.13 光伏组件绝缘技术监督.............................................................................11
- III -
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
5.14 汇流设备绝缘技术监督.............................................................................11 5.15 逆变器绝缘技术监督.................................................................................12 6 继电保护监督.........................................................................................................13
6.1 继电保护运行阶段的监督...........................................................................13 6.2 继电保护检验周期及内容...........................................................................15 6.3 继电保护现场检验的技术监督...................................................................16 6.4 继电保护定值和程序管理技术监督...........................................................17 6.5 继电保护监督技术文件...............................................................................18 6.6 光伏逆变器继电保护...................................................................................19 7 电测监督.................................................................................................................19
7.1 电工测量运行维护技术监督范围...............................................................19 7.2 电工测量运行维护技术检验周期...............................................................20 7.3 电工测量技术改造.......................................................................................20 8 电能质量监督.........................................................................................................20
8.1 光伏电站电网适应性技术监督...................................................................21 8.2 光伏电站设备故障穿越技术监督...............................................................22 8.3 光伏电站有功功率(频率)和无功功率(电压)控制技术监督.....................22 8.4 光伏电站电能质量监测设备技术监督.......................................................23 8.5 逆变器及无功补偿装置电能质量技术监督...............................................23 9 节能监督.................................................................................................................26
9.1 节能技术监督主要内容...............................................................................26 9.2 发电设备电能量损失...................................................................................26 9.3 线路电能量损失...........................................................................................26 9.4 变电设备电能量损失...................................................................................26 10 金属监督...............................................................................................................26
10.1 光伏电站材料及焊接质量技术监督.........................................................26 10.2 光伏电站运行维护金属技术监督.............................................................27 11 化学监督...............................................................................................................27
11.1 绝缘油技术监督.........................................................................................27
- IV -
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
11.2 六氟化硫技术监督.....................................................................................28 11.3 基础管理技术监督.....................................................................................31 12 监控自动化监督...................................................................................................31
12.1 监控自动化运行技术监督.........................................................................32 12.2 监控自动化检修技术监督.........................................................................36 12.3 技术管理.....................................................................................................37 13 光伏组件技术监督...............................................................................................38
13.1 组件效率.....................................................................................................38 13.2 组件功率衰降监督.....................................................................................39 13.3 组件运行及试验监督.................................................................................39 14 逆变器技术监督...................................................................................................39
14.1 逆变器效率.................................................................................................39 14.2 逆变器运行及试验监督.............................................................................39 15 环保技术监督.......................................................................................................39
15.1 光伏电站水土保持及野生动植物。.........................................................39
- V -
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
前 言
为加强国家电力投资集团公司（以下简称集团公司）光伏发电技术监督工作，建立、健全光伏发电技术监督管理体系，确保国家、行业、集团公司相关光伏发电技术标准、规范的落实和执行，进一步促进集团公司光伏发电设备运行安全、可靠性的提高，预防重大事故的发生，制定本标准。
本标准代替了Q/CPI 156—2015。本标准与Q/CPI 156—2015相比，除编辑性修改外没有技术内容变化。
本标准由集团公司水电与新能源部提出、组织起草并归口管理。
本标准主要起草单位：国家电投中央研究院有限公司、中国质量认证中心。 本标准本次修订主要起草人：李佳林、赵鹏、刘家鼎、王雪松、张雪。
本标准本次修订主要审查人： 夏忠、李树雷、毛国权、徐树彪、李晓民、袁蕊、王举宝、郭苏煜、张皖军、李品格、谢骊骊、胡国飞、莫玄超、郭伟锋、李广博、 王聚博、吴菡、杨萍、黄新剪、赵军、凌宇龙、李鹏福、吕欣、马金忠、顾斌、 苗少华、李鹏福、朱军、胡玮、张志波、苗林。
本标准所代替标准的历次版本发布情况为：Q/CPI 156—2015。
- VI -
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
光伏电站技术监督规程
1 范围
本规程规定了光伏电站组件、逆变器、环保、绝缘、金属等十一方面的技术监督要点。
本规程适用于运行中的地面并网光伏电站，分布式并网光伏电站可参考执行。
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。
GB 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB 50794 光伏电站施工规范 GB 50797 光伏电站设计规范 GB/T 7595 运行中变压器油质量标准
GB/T 16935.1 低压系统内设备的绝缘配合 第1部分:原理、要求和试验 GB/T 18210 晶体硅光伏(PV)阵列I-V特性的测量 GB/T 19964 光伏电站接入电力系统技术规定 GB/T 29321 光伏电站无功补偿技术规范 DL/T 393 输变电设备状态检修试验规程 DL/T 475 接地装置特性参数测量导则 DL/T 572 电力变压器运行规程
DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 596 电力设备预防性试验规程
DL/T 603 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程 DL/T 664 带电设备红外诊断应用规范 DL/T 727 互感器运行检修导则 DL/T 741 架空送电线路运行规程
DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程
第1页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
DL/T 1051 电力技术监督导则
DL/T 1054 高压电气设备绝缘技术监督规程 NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范 NB/T 32006 光伏电站电能质量检测技术规程 NB/T 32008 光伏电站逆变器电能质量检测技术规程 IEC 61215 地面用晶体硅组件设计与鉴定 IEC 62548 光伏（PV）阵列设计要求
EN 50530:2010 与电网连接的光伏换流器的总效率 CNCA/CTS 0004 并网光伏发电系统工程验收基本要求 CNCA/CTS 0009 光伏组件转换效率测试和评定方法 CNCA/CTS 0030 光伏发电系统电气安全要求技术规范 CNCA/CTS 0031光伏发电系统的评估技术要求技术规范
国能安全 [2014] 161号 防止电力生产事故的二十五项重点要求
3 定义与术语
3.1 光伏组件 PV module
具有封装及内部联接的、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，又称太阳能电池组件。 3.2 光伏电站 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。
3.3 光伏电站技术监督 PV power station technical supervision
在光伏电站发电、供电、用电全过程中，以安全和质量为中心，依据国家、行业有关标准、规程，采用有效的测试和管理手段，对光伏电站设备的健康水平与安全、质量、经济运行有关的重要参数、性能、指标进行监测与控制，以确保其安全、优质、经济运行。
3.4 技术监督周期 Technical supervision duration
技术监督的时间间隔。
3.5 绝缘监督 Insulation supervision
第2页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
以安全和质量为中心，以标准为依据，以有效的测试和管理为手段，对设备绝缘情况和影响到绝缘性能的污秽状况、接地装置状况、过电压保护等进行全过程监督，确保设备在良好绝缘状态下运行，防止绝缘事故的发生。 3.6 节能技术监督 Energy conservation technology supervision
采用技术手段或措施对发电企业在运行、检修和技术改造中有关能耗的重要性能参数指标实行监督、检查、评价及调整。
3.7 电能质量技术监督 Technology supervision for quality of electric energy
采用技术手段或措施对发电企业在运行、检修和技术改造中有关电能质量的重要性能参数指标实行监督、检查、评价及调整。 3.8 光伏汇流箱 PV array junction box
将光伏组串连接，并将必要的保护器件安装在此箱体内实现光伏组串间并联的箱体。
3.9 低电压穿越 Low voltage ride through
当电力系统事故或扰动引起光伏电站并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏电站能够保证不脱网连续运行。 3.10 光伏并网逆变器 On-grid PV inverter
将太阳能电池发出的直流电变换成交流电后馈入电网的设备。 3.11 最大功率点跟踪 Maximum Power Point Tracking（MPPT）
对因电压与电流的变化进行跟踪控制，一直保持在最大输出的工作状态，以获得最大的功率输出的自动调整行为。 3.12 逆变器效率 Efficiency of inverter
任意时刻逆变器输出功率与输入功率的比值，用百分比表示。 3.13 逆变器加权效率 Weighted efficiency of inverter
逆变器不同负载率出现的几率与该负载率条件下逆变器效率的乘积之和。
4 总则
4.1 目的
本规程的目的是通过制定集团光伏电站技术监督规程，加强集团公司光伏发供电
第3页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
设备及其运行状况进行监测和管理，确保设备安全、稳定、经济运行；同时通过监督和管理，为公司光伏业务持续健康发展做好技术支撑。 4.2 监督管理要求
技术监督周期、频次、人员资质要求参见中国电力投资集团公司技术监督管理办法（试行）。 4.3 文件要求
监督时需提供的文件至少包括：与监督有关的图表、记录、报告、设备台账及相关监督管理制度等
5 绝缘监督
5.1 绝缘监督主要内容
绝缘监督内容包括变压器、互感器、 高压开关设备、气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)、无功补偿装置、氧化物避雷器、设备外绝缘防污闪、接地装置、电力电缆、架空线路、母线、光伏组件、汇流箱、逆变器，另外绝缘监督人员作业时应使用满足安全要求的防护设备及工具，绝缘监督试验设备应完好，相关仪表校验需在有效期内，另外针对异常问题应组织或参与事故分析工作，制定反事故措施，并做好统计上报工作。
5.2 变压器运行检修和试验技术监督 5.2.1 运行检修监督
5.2.1.1 变压器的运行维护及异常处理应符合DL/T572及制造厂的要求。 5.2.1.2 各单位监督人员根据实际运行状况定期对变压器进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查。
5.2.1.3 各单位监督人员针对运行中的变压器应重点监督检查是否存在接地电流超过规定值（100mA）、油色谱分析结果异常、油位异常、瓦斯保护信号动作、瓦斯保护动作跳闸、变压器异常声音及异常振动、油温超过规定值、遭受近区突发短路跳闸，若存在上述现象应及时处理。 5.2.2 试验监督
5.2.2.1 变压器例行试验和诊断性试验的项目、周期、要求应符合DL/T393及制
第4页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
造厂的要求。
5.2.2.2 变压器红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664要求。 5.2.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.3 互感器运行检修和试验技术监督 5.3.1 运行检修监督
5.3.1.1 互感器的运行检修及异常处理应符合DL/T 727、DL/T 1054及制造厂的要求。
5.3.1.2 各单位监督人员针对运行中的互感器应重点监督检查是否存在套管表面存在放电现象、互感器渗漏油、膨胀器变形或漏油、内部异常声音及异味、互感器本体或引线端子严重过热、高压熔断器熔断等现象，若存在上述现象应及时处理。
5.3.2 试验监督
5.3.2.1 互感器例行试验和诊断性试验的项目、周期、要求应符合DL/T 393、DL/T 727规定。
5.3.2.2 互感器红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T 664要求。 5.3.2.3 根据运行状况定期验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求 5.3.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.4 高压开关设备运行检修和试验技术监督 5.4.1 运行检修监督
5.4.1.1 高压开关设备的运行维护、检修及异常处理应符合DL/T 1054要求。 5.4.1.2 各单位监督人员针对运行维护及检修中的高压开关设备应重点监督检查是否存在SF6断路器分合闸位置异常、SF6断路器灭弧室触头存在碎裂、SF6断路器液压（气动）机构分合闸的阀针松动或变形、隔离开关绝缘子存在裂痕及放电异声、隔离开关法兰开裂及锈蚀、SF6气体压力和开关动作次数异常等现象，若存在上述现象应及时处理。
5.4.1.3 现场检查隔离开关主接触面无过热、烧伤痕迹，镀银层无脱落现象，弹簧无锈蚀、分流现象，导电臂无锈蚀、起层现象，接线板应无变形、无开裂、镀
第5页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
层完好；接线座、转动灵活、接触可靠，传动部件应无变形、无锈蚀、无严重磨损，水平连杆端应密封，内部无积水。 5.4.2 试验监督
5.4.2.1 高压开关设备例行试验和诊断性试验的项目、周期、要求应符合DL/T 596及制造厂的规定。
5.4.2.2 高压支柱绝缘子应根据运行状况定期进行探伤检查。
5.4.2.3 高压开关设备的各连接部位、断路器、隔离开关触头等部位需进行红外检测，具体方法、周期、要求应符合DL/T 664要求。 5.4.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。
5.5 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)运行检修和试验技术监督 5.5.1 运行检修监督
5.5.1.1 GIS的运行维护、检修及异常处理应符合DL/T 603、DL/T 1054要求。 5.5.1.2 各单位监督人员根据实际运行状况定期对GIS进行检查，发现异常时（如GIS含量超过1000μL/L等），应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查； 5.5.1.3 各单位监督人员针对运行维护及检修中的GIS应重点监督检查六氟化硫监测装置是否工作正常、各气室压力是否在正常值范围内、排风设备联动是否完好、是否存在异常声音、异常气味、套管损伤或出现裂纹套管存在放电、断路器动作计数器指示异常、避雷器在线检测仪指示异常、外部接线端子过热、SF6压力异常升高或降低、SF6压力信号是否正确等现象，若存在上述现象应及时处理。 5.5.2 试验监督
5.5.2.1 GIS例行试验和诊断性试验的项目、周期、要求应符合DL/T 596、DL/T 393的规定。
5.5.2.2 GIS解体检修后的试验应按DL/T 603的规定进行。
5.5.2.3 GIS需进行绝缘红外检测，具体方法、周期、要求应符合DL/T 664要求。
5.5.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。
第6页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
5.6 无功补偿装置运行检修和试验技术监督 5.6.1 运行检修监督
5.6.1.1 各单位监督人员根据实际运行状况定期对无功补偿装置进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查。
5.6.1.2 各单位监督人员针对运行中的无功补偿装置应重点监督检查是否存在外壳锈蚀或损伤、瓷套开裂或破损及污秽、接缝开裂、油电抗器渗漏油、内部异常声音、无异常焦味、雷电后瓷绝缘破损裂纹或放电痕迹、电缆盒电缆头渗油漏胶或发热及火花放电、接地引线腐蚀及控制、保护、阀组等设备异常情况，若存在上述现象应及时处理。 5.6.2 试验监督
5.6.2.1 例行试验和诊断性试验项目、周期、要求应符合DL/T393及制造厂的要求。
5.6.2.2 无功补偿装置红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664要求。 5.6.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.7 氧化物避雷器运行检修和试验技术监督 5.7.1 运行检修监督
5.7.1.1 各单位监督人员根据实际运行状况定期对金属氧化物避雷器进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查。
5.7.1.2 各单位监督人员针对运行中的金属氧化物避雷器应重点监督检查是否存在绝缘外套破损或裂纹及电蚀痕迹、泄露电流超标及放电计数器损坏、外观腐蚀等现象，若存在上述现象应及时处理。 5.7.2 试验监督
5.7.2.1 例行试验和诊断性试验项目、周期、要求应符合DL/T393及制造厂的要求。
5.7.2.2 金属氧化物避雷器红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664要求。 5.7.3 监督结果处理
第7页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
监督结果记录参考附录R进行。
5.8 设备外绝缘防污闪运行检修和试验技术监督 5.8.1 运行检修监督
5.8.1.1 设备外绝缘防污闪的运行维护、检修及异常处理应符合DL/T1054要求； 5.8.1.2 各单位监督人员根据实际运行状况定期对设备外绝缘防污闪进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查；
5.8.1.3 各单位监督人员针对运行维护及检修中的设备外绝缘防污闪应重点监督检查是否存在外绝缘破损或裂纹、变电站外绝缘爬距台帐记录异常、外绝缘存在放电痕迹、RTV涂层出现起皮、龟裂或脱落等，若存在上述现象应及时处理。 5.8.2 试验监督
5.8.2.1 支柱绝缘子、悬式绝缘子和合成绝缘子例行试验和诊断性试验项目、周期、要求应符合DL/T393要求。
5.8.2.2 合成绝缘子的运行性能检验项目按照DL/T864执行。 5.8.2.3 红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664要求。 5.8.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.9 接地装置运行维护和试验技术监督 5.9.1 运行维护监督
5.9.1.1 各单位监督人员根据实际运行状况定期对防雷接地装置进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查，针对防雷器需核查报告。
5.9.1.2 各单位监督人员针对运行中的过电压保护及接地（含消弧线圈及集电线路）应重点监督检查是否存在接地网开断、松脱或严重腐蚀等严重异常现象，若存在上述现象应及时处理。 5.9.2 试验监督
5.9.2.1 接地装置例行试验和诊断性试验的项目、周期、要求应符合DL/T 596的规定。
第8页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
5.9.2.2 接地装置的特征参数及土壤电阻率测定的内容、方法、判据、周期参照DL/T 475的规定。
5.9.2.3 接地引下线导通测试符合DL/T475的规定。
5.9.2.4 应根据实际运行状况定期对光伏阵列、汇流箱、逆变器室等进行接地测试，接地电阻应＜4Ω。 5.9.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.10 电力电缆运行和试验技术监督 5.10.1 运行监督
5.10.1.1 各单位监督人员根据实际运行状况定期对电缆线路及电缆线段进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查。
5.10.1.2 各单位监督人员针对运行中的电力电缆应重点监督检查是否存在与架空线连接的电缆和终端头不完整、电缆铅包无龟裂漏油不良而引起电缆过负荷或烧坏接点、备用排管无断裂现象、外护套破损等严重异常现象，若存在上述现象应及时处理。 5.10.2 试验监督
5.10.2.1 电力预防性试验按照DL/T596的规定进行，电力电缆如进行耐压试验时按交流耐压试验进行，参照GB50150执行。
5.10.2.2 用红外热成像仪检测电缆终端和非直埋式电缆中间接头、交叉互联箱、外护套屏蔽接地点等部位，检测方法、检测仪器、检测周期及评定准则按照DL/T664进行。 5.10.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.11 场内架空线路运行维护和试验技术监督 5.11.1 运行维护监督
5.11.1.1 场内架空线路运行维护应按照DL/T741及DL/T393要求。
5.11.1.2 各单位监督人员根据实际运行状况定期对场内架空线路进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三
第9页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查。
5.11.1.3 各单位监督人员针对运行中的场内架空线路应重点监督检查是否存在导地线锈蚀、断股、损伤或灼伤、线路弧垂及交叉跨越距离变化、架空线路绝缘子钢帽及钢脚腐蚀、锁紧销锈蚀或脱位或脱落、绝缘子硫化硅橡胶涂层龟裂、粉化、脱落、塔杆基础裂纹及防洪措施出现坍塌或损坏等现象，若存在上述现象应及时处理。 5.11.2 试验监督
5.11.2.1 例行试验和诊断性试验项目、周期、要求应符合DL/T393要求。 5.11.2.2 红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664要求。 5.11.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.12 母线运行维护和试验技术监督 5.12.1 运行维护监督
5.12.1.1 各单位监督人员根据实际运行状况定期对母线进行检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需要做好记录备查。
5.12.1.2 各单位监督人员针对运行中的母线应重点监督检查是否存在封闭金属母线温度及温升超标、绝缘子出现裂纹、绝缘子上出现积灰等现象，若存在上述现象应及时处理。 5.12.2 试验监督
5.12.2.1 例行试验和诊断性试验项目、周期、要求应符合DL/T393要求。 5.12.2.2 红外检测的方法、周期、要求应符合DL/T664要求，温升值应符合下表1要求。
表1 金属封闭母线最热点的温度和温升的允许值
金属封闭母线的部位
导体
螺栓紧固的导体或外壳
的接触面
外壳 外壳支持结构
第10页 共76页
镀银 不镀银
最高允许温度，℃
90 105 70 70 70
最高允许温升，K
50 65 30 30 30
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
5.12.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。 5.13 光伏组件绝缘技术监督 5.13.1 运行检修监督
5.13.1.1 各单位应根据运行状况针对光伏组件进行定期检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，并做好记录备查。
5.13.1.2 各单位针对运行中的光伏组件应重点监督检查是否存在玻璃破碎、背板灼焦、接线盒扭曲变形及开裂或烧毁、接线端子无法良好连接等严重异常现象，若存在上述现象应及时处理。
5.13.1.3 新增或更换光伏组件应提供国家批准的认证机构颁发的证书，证书应在有效期内。 5.13.2 试验监督
各单位应根据运行状态定期验证光伏组件绝缘性能，绝缘电阻应满足不低于1MΩ（500V兆欧表）要求。 5.13.3 监督结果记录
监督结果记录参考附录R进行。 5.14 汇流设备绝缘技术监督 5.14.1 运行检修监督
5.14.1.1 各单位应根据实际运行状况针对汇流箱及直流配电柜进行定期检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，并做好记录备查。
5.14.1.2 各单位针对运行中的汇流箱及直流配电柜应重点监督检查是否存在连接端子烧黑或烧熔、连接导线绝缘破坏等严重异常现象，若存在上述现象应及时处理。
5.14.1.3 新增或更换汇流箱及直流配电柜应提供国家批准的认证机构颁发的证书，证书在有效期内。 5.14.2 试验监督
5.14.2.1 各单位应根据实际运行状况定期检查汇流箱及直流配电柜内电气间隙和爬电距离应符合下表2要求。
第11页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表2 电气间隙和爬电距离要求值
光伏汇流箱电气间隙和爬电距离要求值
额定直流工作电压（V）
≤ 250 ＞ 250 ～ 690 ＞ 690 ～ 1000
最小电气间隙（mm）
15 20 25
最小爬电距离（mm）
20 25 35
注：不同海拔下的修正系数按照GB/T 16935.1进行）
5.14.2.2 各单位应根据运行状态验证汇流箱及直流配电柜绝缘性能：要求直流输出母线的正极对地、负极对地的绝缘电阻应大于0.5MΩ。
5.14.2.3 各单位应根据运行状态定期验证汇流箱及直流配电柜温升性能，检测方法、检测仪器按照DL/T664进行，合格判据需满足下表3所示。
表3 汇流箱温升限值
材料和元件 接线端子 熔断器 PCB板 监控模板 断路器（接线端子）
温升限值（K）
60 60 55 55 80
5.14.3 监督结果要求
监督结果记录参考附录R进行。 5.15 逆变器绝缘技术监督 5.15.1 运行检修监督
5.15.1.1 各单位监督人员应根据实际运行状况针对逆变器运行进行定期检查，发现异常时，应予以消除，对存在的问题需按相关规定加强监视，涉及到委外第三方技术监督的需提前做好配合准备，并需做好记录备查。
5.15.1.2 各单位监督人员针对运行中的逆变器应重点监督检查是否存在风扇停
第12页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
转、异常声音、异常气味、导线绝缘破坏等严重异常现象，若存在上述现象应及时处理。
5.15.1.3 新增或更换光伏逆变器应提供国家批准的认证机构颁发的证书，证书在有效期内。 5.15.2 试验监督
5.15.2.1 各单位应根据运行状态定期验证逆变器绝缘性能：绝缘电阻应≥1MΩ。
5.15.2.2 各单位应根据运行状态定期验证逆变器温升性能，检测方法、检测仪器按照DL/T664进行，合格判据需满足下表4所示。
表4 逆变器温升限值
材料和元件 外部接线柱 熔断器 印刷电路板 电抗器 断路器（接线端子）
电容
温升限值（K）
60 90 105 90 80
65（电解型）/ 90（非电解型）
5.15.3 监督结果处理
监督结果记录参考附录R进行。
6 继电保护监督
继电保护监督包括继电保护运行阶段的监督、继电保护装置检验周期及内容、继电保护现场检验技术监督、继电保护定值和程序管理技术监督、继电保护监督技术文件、光伏逆变器继电保护，检验结果记录参见附录B所示。 6.1 继电保护运行阶段的监督
6.1.1 运行情况应符合DL/T 587及制造厂规定等及时编制、修订的继电保护运行规程。
6.1.2 对继电保护装置整定值和压板应每年核查一次。
第13页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
6.1.3 核查设备母线运行日常记录，记录应完整、清晰且至少具有两级以上人员签名确认。
6.1.4 核查数字式继电保护装置室内最大相对湿度不应超过75%，应防止灰尘和不良气体侵入。数字式继电保护装置室内环境温度应在5℃～30℃范围内，若超过此范围应装设空调。
6.1.5 核查数字式保护等设备软件版本的管理工作记录，记录中应至少包括防止因各类计算机病毒危及设备而造成数字式保护不正确动作和误整定、误试验要求及具体记录内容，记录应清晰、完整且至少有两级以上人员签名确认。
6.1.6 核查继电保护的微机试验装置的检验、管理与防病毒工作记录，若出现因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验情况需有详细说明记录，记录应清晰、完整且至少有两级以上人员签名确认。
6.1.7 核查光纤通道或阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度文件，文件中至少应说明责任制及如何消除检修管理的死区的管理办法。 6.1.8 核查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施应处于良好状态。
6.1.9 核查气体继电器的整定动作情况。现场大型变压器气体继电器动作记录，记录应清晰、完整且至少有两级以上人员签名确认。
6.1.10 核查对运行中的保护装置及自动装置的外部接线改动的记录，改动程序应满足以下要求：
6.1.10.1 先在原图上作好修改，经主管技术领导批准。
6.1.10.2 按图施工，不允许凭记忆工作；拆动二次回路时必须逐一作好记录，恢复时严格核对。
6.1.10.3 改完后，应作相应的逻辑回路整组试验，确认回路、极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员确认存档后再申请投入运行；
6.1.10.4 完成工作后，应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人在现场修改图上签字，没有修改的原图应要求作废。
6.1.11 母线差动保护停用时，应尽量避免倒闸操作，母线差动保护检修时，应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。
6.1.12 核查运行中的变压器、母线、线路等保护应编写启动方案呈报有关主管部
第14页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施的记录。
6.1.13 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施恢复情况，防止电压二次回路（特别是开口三角形回路）短路、电流二次回路（特别是备用的二次回路）开路和不符合运行要求的接地点的现象。
6.1.14 在一次设备进行操作或电压互感器并列时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。
6.1.15 在母线、变压器和线路的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。
6.1.16 核查保护信息远传的管理，禁止远程修改数字式保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由数字式保护的通讯接口侵入措施的记录文件，文件应清晰、完整且至少有两级以上人员签名确认；记录应清晰完整且至少有两级以上人员签名确认。
6.1.17 核查数字式保护装置的电源板（或模件）更换记录，记录应清晰、完整且至少有两级以上人员签名确认。
6.1.18 核查蓄电池组的运行管理和维护记录，记录中应详细说明如何严格控制浮充电控制方法和运行参数及如何进行定期校核对性放电试验和内阻测试记录，记录应清晰、完整且至少有2级以上人员签名确认。 6.2 继电保护检验周期及内容 6.2.1 检验内容
6.2.1.1 应符合DL/T995及当地电网要求。
6.2.1.2 建立继电保护设备检验周期记录，包含已检验和下次检验时间及完成情况。
6.2.2 继电保护周期
6.2.2.1 继电保护周期应按照DL/T995规定的周期、项目及各级主管部门批准的标准化作业指导书的内容进行，其中220kV电压等级以上继电保护装置的全部校验参见下表5所示。
第15页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表5 220kV以上全部校验周期表
编号 1 2 3
设备类型 数字式装置 非数字式装置 保护专用光纤通道，复用光纤通道
全部校验周期年 6 4 6
定义范围说明
包括装置引入端子外的交直流及操作回路以及涉及的辅助继电器、操动机构的辅助触点、直流控制回路的自动开关等 指站端保护装置连接用光纤通道及光电转换装置
6.3 继电保护现场检验的技术监督 6.3.1 试验前需完成的准备工作
6.3.1.1 检查设备的一次接线及投入运行后可能出现的运行方式和设备投入运行的方案应完整且应包括投入初期的临时继电保护方式。 6.3.1.2 检验前应确认相关资料齐全准确，资料至少应包括：
a）装置的原理接线图(设计图)及与之相符合的二次回路安装图， b）电缆敷设图，电缆编号图，断路器操作机构图，
c）电流、电压互感器端子箱图及二次回路分线箱图等全部图纸， d）成套保护装置的技术说明及开关操作机构说明； e）定值更改通知单、最新定值手册及现场打印定值单。
6.3.1.3 根据设计图纸，核对所有装置的安装位置应无误，电流互感器的安装位置正确，无保护死区。
6.3.1.4 对扩建装置的调试，除具备设备的一次接线图外，还应具备与已运行的设备有关联部分的详细情况。
6.3.1.5 对装置的整定试验，应按批准的定值通知单进行。检验工作负责人应熟知定值通知书（由电网公司批准并发出）的内容，并核对所给的定值是否齐全，确认所使用的电流、电压互感器的变比值是否与实际情况相符合; 6.3.2 试验设备及试验电路基本要求
6.3.2.1 核查整定试验所用仪表的精确度应为0.5级或以上。
6.3.2.2 内部回路所用的仪表应保证不致破坏该回路参数值，如并接于电压回路上的仪表应选用高内阻仪表；若测量电压小于1V，应用电子毫伏表或数字型电压表；串接于电流回路中的，应用低内阻仪表。绝缘电阻测定，一般情况下用1000V
第16页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
兆欧表进行。
6.3.2.3 试验回路的接线原则，应使通入装置的电气量与其实际工作情况相符合。
6.3.2.4 模拟故障的试验回路，应具备对装置进行整组试验的条件。
6.3.2.5 分部试验应采用和保护同一直流电流，试验用直流电源应由专用熔断器供电。
6.3.2.6 应对保护装置作拉合直流电源的试验，保护在此过程中不得出现有误动作或误发信号的情况。
6.3.2.7 新投入、大修后或改动了二次回路的差动保护，保护投运前应测六角图及差回路的不平衡电流，以确认二次极性及接线正确无误。变压器由第一侧投入系统时必须将差动保护投入跳闸，变压器充电良好后停用，然后变压器带上部分负荷，测六角图，同时测差回路的不平衡电流，证实二次接线及极性正确无误后，才再将保护投入跳闸，在上述各种情况下，变压器的重瓦斯保护均应投入跳闸。
6.3.2.8 所有试验仪表、测试仪器等，均必须按使用说明书的要求做好相应的接地(在被测保护屏的接地点)后，才能接通电源；注意与引入被测电流电压的接地关系，避免将输入的被测电流或电压短路；只有当所有电源断开后，才能将接地点断开。
6.3.2.9 多套保护回路共用一组电流互感器，停用其中一套保护进行试验时，或者与其它保护有关联的某一套进行试验时，必须特别注意做好其它保护的安全措施，例如将相关的电流回路短接，将接到外部的触点全部断开等。
6.3.2.10 双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。 6.4 继电保护定值和程序管理技术监督 6.4.1 整定记录监督
核查厂用电保护的定值进行整定记录及根据所在电网定期提供的系统阻抗值及时校核定值记录，记录应完整且必须有两级以上签字。 6.4.2 定值通知单管理
6.4.2.1 核对检验报告与定值单一致、核对定值单与设备设定值一致、核对设备
第17页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
参数设定值符合实际运行情况。
6.4.2.2 核查涉网定值通知单，应符合以下要求：
a）核查数字式继电保护装置定值的变更记录，应按定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。
b）核查旁路与被代线路的电流互感器变比相同时，旁路数字式继电保护装置各段定值与被代线路保护装置各段定值应相同。
c）核查定值通知单记录中的控制字是否按要求给出具体数值。
d）核查定值通知单需有计算人、审核人和批准人签字并盖公章，核查定值通知单记录应按年度编号，注明签发日期、限定执行日期和作废的定值通知单号等，核查无效的定值通知单上加盖“作废”章。
e）核查定值通知单需一式4 份，其中下发定值通知单的继电保护机构自存1 份、调度1 份、电厂2 份(及继电保护专业各1 份)。
f）核查线路保护的定值变更单应由调度人员和运行人员在各自的定值通知单上签字和注明执行时间。
g）核查微机继电保护软件版本、定值回执单日期应在微机继电保护装置投产1周内，下发单位。
6.4.2.3 核查应具有明确的光伏电站内定值的计算、审核、批准及执行各环节程序。
6.4.2.4 新的程序通过试验室的全面试验后，方允许在投入运行。
6.4.2.5 核查光伏电站应对本场装置软件版本统一管理文件及微机继电保护装置档案，档案中应记录各装置的软件版本、校验码和程序形成时间，并网光伏电站涉及电网安全的母线、线路和断路器失灵等微机保护装置的软件版本。 6.4.2.6 核查一条线路两端的同一型号微机纵联保护的软件版本需相同。 6.4.2.7 核查微机继电保护装置的内部逻辑更改记录需有继电保护运行管理部门同意批复意见。
6.4.2.8 核查继电保护装置定值通知单定期检查记录，记录需完整且需两级以上人员签字确认
6.5 继电保护监督技术文件
6.5.1 继电保护监督技术文件至少应包括：
第18页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
a）竣工原理图、安装图、设计说明、电缆清册等设计资料
b）制造商提供的装置说明书、保护柜（屏）电气原理图、装置电气原理图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件
c）新安装检验报告和验收报告 d）微机继电保护装置定值通知单
e）制造厂商提供的软件逻辑框图和有效软件版本说明
f）微机继电保护装置的专用检验规程或制造厂商保护装置调试大纲 g）继电保护定值整定计算书、定值手册 h）运行维护及检修规程 i）设备台账
j）继电保护专业所必须的国家、行业标准、规程规范 6.6 光伏逆变器继电保护
6.6.1 检查逆变器应具有控制直流输入电流、电压、功率，交流输出电流、电压、功率功能。
6.6.2 检查逆变器应具有欠压保护、缺相保护等保护功能。
6.6.3 检查逆变器应具有滤波功能（交流输出内置滤波器且滤波器无损坏及工作正常）。
7 电测监督
电测监督内容包括电工运行维护、检验周期、技术改造，相关结果记录参见附录S进行。
7.1 电工测量运行维护技术监督范围 7.1.1 电测监督范围主要包括：
a）电工测量直流仪器 b）电测量指示仪器仪表 c）电测量数字仪器仪表 d）电测量记录仪器仪表 e）电能表 f）电能计量装置
第19页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
g）电流、电压互感器 h）电测量变送器 i）交流采样测量装置 j）电测量系统二次回路 k）电测计量标准装置 l）电能量计量系统 m）电试类测量仪器
7.2 电工测量运行维护技术检验周期
7.2.1 核查贸易结算用关口电能表、关口计量用电压互感器、电流互感器属于强制检定的范围，由法定或授权的计量检定机构强制检定出具计量合格证书，计量证书需在有效期。
7.2.2 核查电力互感器的检定证书有效期需满足电磁式电压、电流互感器的检定证书在有效期内，且检定证书有效期不能超过10年，电容式电压互感器检定证书在有效期内，且证书有效期不得超过4年。
7.2.3 安装式电能表的检定证书应在有效期内，且证书有效期不能超过5年。 7.2.4 核查电测量变送器检定证书应在有效期内，且证书有效期不能超过3年。 7.2.5 核查交流采样测量装置的检定证书应在有效期内，且证书有效期不能超过3年。
7.2.6 光伏电站测量温度、辐照度，检定证书或合格证有效期不能超过1年或厂家规定值。发电量的安装式交直流模拟指示或数字显示电测量表需满足检定周期要求。
7.2.7 核查所有计量证书及原始测试数据（报告）至少需保存两个以上完整周期。 7.2.8 核查所有计量合格标签需完整、清晰。 7.3 电工测量技术改造
7.3.1 出现贸易结算用关口电能计量装置不符合涉及规程的技术要求或检验结果不满足规程要求时需进行技术改造。
7.3.2 出现安装的电能表不能满足光伏电站内技术经济指标核算和电量平衡计算要求时需进行技术改造。
8 电能质量监督
第20页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
8.1 光伏电站电网适应性技术监督 8.1.1 监督内容
8.1.1.1 核查光伏电站应具有电压适应性通过CNAS的国家级第三方检测机构出具的报告，报告应清晰完整，且至少有三级以上签字确认，报告应永久存档，当光伏并网逆变器大修或更换时需重新提供通过CNAS的国家级第三方检测机构出具的电压适应性测试报告。
8.1.1.2 核查光伏电站应具有频率适应性第三方报告，报告应清晰完整，且至少有三级以上签字确认，报告应永久存档，当光伏并网逆变器大修或更换时需重新提供通过CNAS的国家级第三方检测机构出具的频率适应性测试报告。
8.1.1.3 核查光伏电站应具有电能质量适应性第三方报告，报告应清晰完整，且至少有三级以上签字确认，报告应永久存档，当光伏并网逆变器大修或更换时需重新提供通过CNAS的国家级第三方检测机构出具的电能质量适应性测试报告 8.1.1.4 与光伏电站连接侧的电压谐波应小于表6中谐波允许值的50％。
表6 公用电网电压谐波
电网标称电压（kV）
电压总谐波
畸变率%
5.0 4.0
10 35
3.0
66 110
2.0
1.6
0.8
2.4
1.2
各次谐波电压含有率 奇次 4.0 3.2
偶次 2.0 1.6
0.38 6
8.1.1.5 具备电能双向流动的能力，对电网的安全性不应造成影响，向电网注入的电流谐波应小于表7及表8中谐波允许值的50％。
第21页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表7 注入公共联接点的谐波电流允许值（第1部分）
标称电压kV 0.38 6 10 35 66 110
基准短路容量 MVA 10 100 100 250 500 750
谐波次数及谐波电流允许值 A
2 78 43 26 15 16 12
3 62 34 20 12 13 9.6
4 39 21 13 7.78.16.0
5 62342012139.6
6 26148.55.15.44.0
7 4424158.89.36.8
8 19116.43.84.13.0
9 21116.84.14.33.2
10 16 8.5
11 28 16
12 13 7.1 4.3 2.6 2.7 2.0
13 24 13 7.9 4.7 5.0 3.7
5.1 9.3 3.1 5.6 3.3 5.9 2.4 4.3
表8 注入公共联接点的谐波电流允许值（第2部分）
标称电压
kV 0.38 6 10 35 66 110
基准短路容量 MVA
10 100 100 250 500 750
谐波次数及谐波电流允许值 A
14 11 6.1 3.7 2.2 2.3 1.7
15126.84.12.52.61.9
169.75.33.21.92.01.5
1718106.03.63.82.8
188.64.72.81.71.81.3
19169.05.43.23.42.5
207.84.32.61.51.61.2
218.94.92.91.81.91.4
22 7.1
23
24
25126.84.12.52.61.9
14 6.5
3.9 7.4 3.62.3 4.5 2.11.4 2.7 1.31.5 2.8 1.41.1 2.1 1.0
8.2 光伏电站设备故障穿越技术监督
核查光伏电站应具有故障穿越通过CNAS国家级第三方检测机构报告，报告应清晰完整，且至少有三级以上签字确认，报告应永久存档，当光伏并网逆变器大修或更换时需重新提供故障穿越报告。
8.3 光伏电站有功功率(频率)和无功功率(电压)控制技术监督 8.3.1 光伏电站有功功率监督要求 8.3.1.1 环境资源要求
检测应选择在晴天少云的气象条件下进行以避免光伏电站输出功率的剧烈波动，检
第22页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
测过程中应全程记录辐照度和大气温度。 8.3.1.2 有功功率监督内容
气象参数采集装置应至少采集总辐射和组件温度参数。气象参数采集装置与数据采集装置时间应完全同步。
a）核查有功功率变化速率原始记录，记录应清晰完整，应具有当电网频率＞50.2Hz时光伏电站应按照电网调度运行（严重情况直接切除光伏电站）的原始记录。
b）检测应在上午光伏电站正常启动和正午太阳辐照度较强时控制光伏电站启动的两种工况下分别进行。
c）测量光伏电站从启动开始时刻t1到输出功率稳定t2（t2－t1＞10min）时间段的有功功率输出，t1宜选取光伏电站输出电流大于额定电流0.5%的时刻。
d）计算从t1开始的1min时间段内所有0.2s有功功率平均值，记录最大值为P1MAX。
e）计算从t1开始的10min时间段内所有0.2s有功功率平均值，记录最大值为P10MAX。
f）针对两种工况分别重复检测5次。
g）光伏电站有功功率变化率应不超过10%装机容量/min。 8.3.2 无功功率监督要求
8.3.2.1 核查无功功率调节报告，如果更换无功补偿装置需重新提交通过CNAS的国家级第三方检测机构出具的报告。
8.3.2.2 光伏电站无功调节性能指标要求：光伏电站无功功率调节的稳态控制响应时间不超过30s。
8.4 光伏电站电能质量监测设备技术监督
8.4.1 核查电能质量监测设备检定证书，检定证书在有效期内，若超期需重新送检。
8.4.2 电能质量监测设备检定报告中应至少包括电压偏差、频率偏差、直流分量、三相不平衡度、谐波电流等测试精度数据。 8.5 逆变器及无功补偿装置电能质量技术监督 8.5.1 检查监督内容
第23页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
8.5.1.1 逆变器具有国家认可的认证机构颁发的证书且证书在有效期内。 8.5.1.2 核查无功和电压监测应使用具有连续监测和统计功能的仪器或仪表，其校准证书在有效期内。
8.5.1.3 在电网正常运行情况下，光伏电站的无功补偿装置应适应电网各种运行方式变化和运行控制要求。
8.5.1.4 当光伏电站的其他设备退出运行时，光伏电站安装的无功补偿装置应按照电力系统调度机构的指令运行。
8.5.1.5 当光伏电站安装并联电抗器/电容器组或调压式无功补偿装置，在电网故障或异常情况下，引起光伏电站并网点电压在高于1.2UN时，无功补偿装置容性部分应立即退出运行，感性部分应持续运行5min。
8.5.1.6 当光伏电站安装动态无功补偿装置，在电网故障或异常情况下，引起光伏电站并网点电压高于1.2UN时，无功补偿装置可退出运行。
在电网故障引起光伏电站并网点电压低于0.9UN时，光伏电站的无功补偿装置应配合站内其他无功电源按照GB/T 19964中的低电压穿越无功支持的要求发出无功功率。注：UN电网额定电压。
8.5.1.7 验证光伏电站并网逆变器的多种控制模式，包括恒电压控制、恒功率因数控制和无功功率控制等，具备根据运行需要手动/自动切换模式的能力。 8.5.1.8 验证光伏电站无功补偿装置的自动控制功能，应在其无功调节范围内按光伏电站无功电压控制系统的协调要求控制并网点电压。 8.5.1.9 测试合格率，将合格率结果记录在监督记录中。 8.5.2 试验监督 8.5.2.1 测试位置
逆变器电能质量测量装置测试位置在电网并网点处，具体位置见附录A所示 8.5.2.2 测试步骤及测试要求
在光伏电站与电网断开和连接两种情况下，测试电网并网点的电能质量，光伏并网逆变器断开时测试电网并网点的电能质量，电能质量测试参数及判定标准按照表9所示，光伏并网逆变器运行时电能质量测试参数及判定标准按照表10进行。
第24页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表9 逆变器断开时并网点和公共连接点的电能质量记录
测试参数 A 相电压偏差（%） B 相电压偏差（%） C 相电压偏差（%） A 相频率偏差（Hz） B 相频率偏差（Hz） C 相频率偏差（Hz） A 相电流总谐波（%） B 相电流总谐波（%） C 相电流总谐波（%） 三相电压不平衡度（%）
直流分量（%）
公共连接点的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。
≤ 0.5%额定输出电流
总谐波电流应小于额定逆变器输出的5%
±0.2Hz
35kV及以上电压偏差不超过标称电压的10% 20kV及以下三相供电电压偏差不超过标称电压的±7%
测试要求
表10逆变器运行时并网点和公共连接点的电能质量记录表
测试参数 A 相电压偏差（%） B 相电压偏差（%） C 相电压偏差（%） A 相频率偏差（Hz） B 相频率偏差（Hz） C 相频率偏差（Hz） A 相电流总谐波（%） B 相电流总谐波（%） C 相电流总谐波（%） 三相电压不平衡度（%）
直流分量（%）
公共连接点的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。
≤ 0.5%额定输出电流
总谐波电流应小于额定逆变器输出的5%
±0.2Hz
35kV及以上电压偏差不超过标称电压的10% 20kV及以下三相供电电压偏差不超过标称电压的±7%
判定标准
第25页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
9 节能监督
9.1 节能技术监督主要内容
节能技术监督包括线路电能量损失、变电设备电能量损失，应根据电站实际情况进行测试但不能少于1次/年，分别按照附录Q对应表格进行记录。 9.2 发电设备电能量损失
9.2.1 针对光伏电站全年发电量及入网电量进行统计后计算出光伏电站自身设备能量损耗率，相关计算如公式(1)所示：
A=（W1-E1）/W1×100%...... (1)
A——能量损失百分比
W1——光伏方阵输出功率（年发电量）
E1——光伏电站入网口输出功率（集电线路的电路表测的）入电网的电量） 发电设备能量损失数据应完整记录在监督报告中。
9.3 线路电能量损失 9.3.1 直流线损
9.3.1.1 光伏组串到汇流箱的直流线损
直流线损不应超过1.5%，具体测试方法及记录表见附录M。 9.3.1.2 汇流箱到逆变器的直流线损
直流线损不应超过1.5%，,具体测试方法及记录表见附录N。 9.3.2 交流线损
9.3.2.1 逆变器到变压器交流线损
交流线损不应超过1.5%，,具体测试方法及记录表见附录O。 9.3.2.2 变压器到并网点交流线损
交流线损不应超过1.5%，具体测试方法及记录表见附录P。 9.4 变电设备电能量损失
变电设备电能量损失不应超过1.5%，具体测试方法及记录表见附录Q。
10 金属监督
10.1 光伏电站材料及焊接质量技术监督
10.1.1 核查受监范围内光伏支架、连接螺栓及接地导体中材质证明书，，保证书
第26页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
应标明相应标准规定的材料牌号、化学成分、机械性能等相关数据。。
10.1.2 监督变换不同材料的支架、连接螺栓的审批手续记录，记录应清晰完整，至少有三级以上签字确认。
10.1.3 核查金属备品备件、焊接材料质量验收、保管和领用相关制度文件及记录，记录应清晰完整，至少有三级以上签字确认。
10.1.4 核查备品、备件入库前的外观、尺寸和质量验收记录，记录应清晰、完整，至少有三级以上签字确认。
10.1.5 核查受监范围内的金属备品、备件分类存放挂牌应清晰、醒目，另外需采取防护处理不能出现腐蚀、变形、损伤情况。 10.2 光伏电站运行维护金属技术监督
10.2.1 根据实际运行情况对光伏组串支架焊缝进行100%的目视检查无裂纹，对支架螺栓抽查20%进行紧固力矩检查应紧固，若不符合要求则需进行100%紧固处理。 10.2.2 核查运行期间、检修期间检查发现螺栓裂纹或断裂问题原因分析和处理记录，记录应清晰、完整，至少有两级以上签字确认。
10.2.3 核查运行检修记录应完整，至少有两级以上签字确认。
10.2.4 各单位应根据实际运行情况重点检查-40℃时机械性能是否降低。
11 化学监督
11.1 绝缘油技术监督 11.1.1 绝缘油的选用
核查变压器绝缘油合格标志，并具有绝缘油通过CNAS的第三方国家级检测机构出具的型式试验报告，报告内容清晰、完整，至少有三级以上签字，报告需永久存档。
11.1.2 绝缘油的质量标准
11.1.2.1 核查绝缘油应具有GB 2536-2011通过CNAS的第三方国家级检测机构出具的型式试验报告。
11.1.2.2 用红外线热像仪测试倾点温度，应各项质量标准满足相关规程要求。 11.1.3 运行监督
11.1.3.1 监督核查应具有GB/T 7595通过CNAS的第三方国家级检测机构出具的型式试验报告
第27页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
11.1.3.2 目测绝缘油外观透明、无杂质或悬浮物 11.1.4 异常时的监督
11.1.4.1 对检测中发现异常的设备应作出跟踪分析计划并及时进行跟踪分析，提出处理意见，直至故障消除，必要时应送样至有资质单位进行对比试验。 11.1.4.2 当变压器发生瓦斯继电器动作、受大电流冲击、内部有异常声响、油温明显增高、中性点间隙动作等异常时，应立即采集油样（气样），进行色谱分析。
11.1.4.3 对于确认有产气故障的变压器或电抗器，应视其具体情况，作出立即停电或跟踪分析的具体处理措施。
11.1.4.4 绝缘油色谱（微水）在线监测装置优先选择多组分监测设备，出现异常监测数据时，应与实验室检测数据进行比对，分析两者测定值的变化趋势是否一致。
11.1.4.5 安装的在线监测装置应按规定的周期进行维护、保养和检验。 11.2 六氟化硫技术监督 11.2.1 六氟化硫气体质量标准
核查气体供应商关于本批次气体符合GB/T 12022要求的检测报告，报告内容应完整、清晰且至少有3级以上人员签名确认。 11.2.2 抽检率
核查六氟化硫电气设备制造商和使用单位抽样检验记录。核查验收合格后的气瓶转移到阴凉干燥的专门场所，直立存放。未经检验的新气不能同检验合格的气体存放一室，以免混淆。按照检测项目及指标进行抽检，具体项目见表11，六氟化硫新气到货后30天内进行抽检，抽检率为30%。 11.2.2.1 运行中变压器六氟化硫质量标准
核查运行中变压器用六氟化硫具有满足GB/T 8905的通过CNAS认可的第三方检测机构出具的报告，报告应完整、清晰且至少有3级以上人员签名确认。 11.2.2.2 运行中六氟化硫其他检测项目和周期
a）核查运行中六氟化硫检测项目及周期，需符合表12要求，另外核查六氟化硫运行设备的检漏，一般根据其设备压力的变化情况来确定检漏次数，设备的年漏气率
应不大于总气量的0.1%；
第28页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表11 六氟化硫气体抽检
序号 1 2 3 4 5 6 7 8
项目
六氟化硫（SF6）的质量分数，% 空气（Air）的质量分数，% 四氟化碳（CF4）的质量分数，%
水的质量分数，%
水分
露点，℃
酸度（以HF计）的质量分数，% 可水解氟化物（以HF计），% 矿物油的质量分数，%
毒性
≤-49.7 ≤0.00002 ≤0.00010 ≤0.0004 生物试验无毒
DL/T 916 DL/T 918 DL/T 919 DL/T 921
指标 ≥99.9 ≤0.04 ≤0.04 ≤0.0005
GB/T 5832 试验方法 DL/T 920 DL/T 920 DL/T 920
表12 运行中六氟化硫检测项目和周期
序号 1 2 3 4 5 6 7 8
项 目 泄漏 湿度（20℃）
空气 四氟化碳 纯度（SF6） 矿物油
可水解氟化物（以HF计） 有关杂质组分（CO2、CO、HF、SO2、SOF2、SO2F2）
周 期 日常监控，必要时
3个月 1次/年 1次/年 1次/年 必要时 必要时 必要时
方 法 GB/T 11023 DL/T 506和DL/T 915
DL/T 920 DL/T 920 DL/T 920 DL/T 919 DL/T 918 报告
b）对于充气压力低于0.35MPa,且用气量较小的设备（如35kV以下的断路器），只要不漏气，交接时其水分含量合格，运行中可不测水分，在发生异常时再进行测试，质量标准参见表13所示。
第29页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表13 运行中六氟化硫气体质量标准
序号 1
项目 泄露（年泄漏率）
单位 ‰
指标
≤1（可按照每个监测点泄露值不大于30μL/L执行）
箱体和开关≤-35
电缆箱等其余部位≤-30
≤0.2
比原来测定值大0.01%时应引起注意
≥97 ≤10 ≤1.0
报告（监督其增长情况）
2 3 4 5 6 7 8
湿度（H2O）（20℃，101.325kPa）
空气（N2+O2）
四氟化碳（CF4）的质量分数，%
纯度（SF6） 矿物油 可水解氟化物
有关杂质组分（CO2、CO、HF、SO2、SF4、
SOF2、SO2F2）
露点温度，℃质量分数，% 质量分数，% 质量数，% μg/g μg/g μg/g
11.2.2.3 补气
核查补气记录，记录中应体现运行设备经过连续两次补加气体或单次补加气体超过设备气体总量10%时，补气后应对气室内气体水分、空气含量和六氟化硫纯度检测记录，检测记录应完整、清晰且至少有3级以上人员签名确认。 11.2.2.4 库存存储
核查库存存储的六氟化硫，其检验周期项目按照表12进行。 11.2.3 废气的监督
11.2.3.1 所有六氟化硫废气应进行回收处理，禁止向大气排放；
11.2.3.2 应对六氟化硫废气进行分类回收，回收标签上标明回收气体所属设备名称、废气类型（如电弧故障后气体、空气含量超标等）、回收数量、回收时间等信息；
11.2.3.3 回收气体一般应充入钢瓶储存。钢瓶设计压力为7MPa时，充装系数不大于1.04kg/L；钢瓶设计压力为8MPa时，充装系数不大于1.17kg/L；钢瓶设计压力为12.5MPa时，充装系数不大于1.33kg/L；
11.2.3.4 六氟化硫废气经回收净化处理后，各项指标达到新气质量标准，方可
第30页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
再利用。
11.3 基础管理技术监督
11.3.1 建立与化学技术监督有关的图表
11.3.1.1 绝缘油、六氟化硫气体使用设备名称、数量、地点以及使用油、气数量一览表。
11.3.1.2 各种型号绝缘油、六氟化硫气体系统图，并标明加注点、取样点、排污点、液位、温度等巡检位置。
11.3.1.3 变压器和主要断路器的安装地点、容量、电压、油（气）量、油种等图表，升压站主接线图。
11.3.1.4 各种油品和六氟化硫气体储存库平面图、检测设备、安全防护措施布置图。
11.3.1.5 各种油、气在线处理装置系统图。 11.3.1.6 可用六氟化硫存放置图。 11.3.2 建立技术资料记录、报告、台帐
11.3.2.1 各种用油、气设备台帐以及维护、检修、检查记录。
11.3.2.2 各种油品台账（种类、型号、数量）、出厂合格证、分析化验报告、验收报告。
11.3.2.3 油、气检测试验报告台账，异常情况跟踪与处理结果记录。 11.3.2.4 旧油、废油回收和再生处理记录，库存备用油油质检验台账。 11.3.2.5 六氟化硫废弃回收记录、库存备用新气记录及检验台账。 11.3.3 建立有关化学监督制度 11.3.3.1 化学监督实施规则。 11.3.3.2 油、气验收制度。 11.3.3.3 化验室管理制度。
11.3.3.4 分析化验仪器管理制度（维护、检验、报告） 11.3.3.5 油、气化学监督检测制度。 11.3.3.6 油、气处理、净化细则。
12 监控自动化监督
第31页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
12.1 监控自动化运行技术监督 12.1.1 数据处理监控监督内容
12.1.1.1 核查监控系统应实现数据合理性检查、异常数据分析、事件分类等处理，并支持常用的计算功能。
12.1.1.2 核查监控系统应支持灵活设定历史数据存储周期，具有不少于一年的历史数据的存储能力。
12.1.1.3 核查监控系统应具有灵活的统计计算能力并提供方便灵活的查询功能。
12.1.2 控制操作监控监督内容
12.1.2.1 核查控制对象范围：断路器、隔离开关、接地刀闸、光伏逆变器、变压器分接头、无功补偿设备和其他重要设备。
12.1.2.2 核查监控系统应具有自动控制和人工控制两种控制方式。控制操作级别由高到低为就地、站内监控、远方调度/集控，三种控制级别间应相互闭锁，同一时刻只允许一级控制。
12.1.2.3 核查监控系统应具有有功无功功率控制、变压器分接头联调控制以及操作顺序控制等功能，这些功能应各自独立，互不影响。
12.1.2.4 核查监控记录应在自动控制过程中，程序遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息。
12.1.2.5 核查人工控制时，监控系统应具有操作监护功能，监护人员可在本机或者另外的操作员站实施监护。
12.1.2.6 在监控系统中对开断、并网设备应采用选择、返校、执行三个步骤，实施分步操作。
12.1.2.7 核查监控记录中应支持在站内和远方两种顺序控制的方式，各类顺序控制应通过防误闭锁校验。 12.1.3 防误闭锁监控监督内容
12.1.3.1 设备操作应同时满足站控层防误、间隔层防误和电气闭锁防误闭锁要求。任意一层出现故障，应不影响其他层的正常闭锁。
12.1.3.2 站内所有操作指令应经过防误验证，并有出错告警功能。 12.1.4 告警监控监督内容
第32页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
12.1.4.1 告警内容应包括：设备状态异常、故障，测量值越限及监控系统的软硬件、通信接口及网络故障等。
12.1.4.2 应具备事故告警和预告告警功能。事故告警应包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护动作信号，预告告警应包括设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限、工况投退等。
12.1.4.3 告警发生时应能推出告警条文和画面，可打印输出。对事故告警应伴以声、光等提示。
12.1.4.4 应提供历史告警信息检索查询功能。 12.1.5 事故顺序记录和事故追忆监控监督内容
12.1.5.1 光伏电站内重要设备的状态变化应列为事件顺序记录（SOE），主要包括：
a）断路器、隔离开关、光伏逆变器及其操作机构各种监视信号。
b）继电保护装置、光伏逆变器、汇流箱、公共接口设备等的动作信号、故障信号。
12.1.5.2 事件顺序记录的时标为事件发生时刻各装置本身的时标，分辨率应不大于2ms。
12.1.5.3 事故追忆的时间跨度和记录点的时间间隔应能方便设定，应至少记录事故前1分钟至事故后5min的相关模拟量和事件动作信息，并能反演事故过程。 12.1.6 画面生成及显示监控监督内容
12.1.6.1 系统应具有图元编辑、图形制作和显示功能，并与实时数据库相关联，可动态显示系统采集的开关量和模拟量、系统计算量和设备技术参数，光伏电站电气接线图等。
12.1.6.2 画面应支持多窗口、分层、漫游、画面缩放、打印输出等功能。 12.1.6.3 运行人员通过键盘或鼠标选择和调用画面显示。画面内容应精炼、清晰、直观，以便于监视和保证动态特性。画面主要包括： 12.1.6.4 各类菜单（或索引表）显示。
a）光伏电站电气接线图，具备顺序控制功能的间隔需显示顺序控制图。 b）光伏阵列、汇流箱、光伏逆变器、升压变压器等主要设备状态图。 c）直流、火灾报警、UPS电源、视频监视、气象系统等公用接口状态图。
第33页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
d）各类棒图。 e）各类曲线图。
f）系统结构及通信状态图。 12.1.7 计算及制表监控监督内容
12.1.7.1 应可使用各种历史数据，生成不同格式的报表。
12.1.7.2 应支持对光伏电站各类历史数据进行统计计算，如日、月、年中最大或最小值及其出现的时间，电压合格率、功率预测合格率、电能量不平衡率、辐照度等。
12.1.7.3 应具有用户自定义特殊公式功能，并可按要求设定周期进行计算。 12.1.7.4 报表应支持文件、打印等方式输出，报表应使用汉字。 12.1.8 系统自诊断和自恢复监控监督内容
12.1.8.1 系统应在线诊断各软件和硬件的运行工况，当发现异常和故障时能及时告警并存储。
12.1.8.2 各类有冗余配置的设备发生软硬件故障应能自动切换至备用设备，切换过程不影响整个系统的正常运行。 12.1.8.3 系统软硬件应具有看门狗功能。 12.1.9 有功功率控制监督内容
12.1.9.1 核查光伏电站监控系统应具备有功功率控制功能。
12.1.9.2 核查光伏电站监控系统应能接收并执行电网调度部门远方发送的有功出力控制指令。
12.1.9.3 调节光伏逆变器包括发出启停控制指令或分配有功功率控制指令。 12.1.9.4 光伏电站监控系统应能实时上送全站有功出力的输出范围、有功出力变化率、有功功率等信息。
12.1.9.5 光伏电站监控系统应在有功功率控制出现异常时，提供告警信息。 12.1.10 无功电压控制监控监督内容
12.1.10.1 光伏电站监控系统应具备无功电压控制功能。
12.1.10.2 光伏电站监控系统应能接收并执行电网调度部门发送的电压无功控制指令。
12.1.10.3 调节光伏逆变器包括发出启停控制指令或分配无功功率或功率因数控
第34页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
制指令。
12.1.10.4 调节手段应包括调节升压变压器变比、调节光伏逆变器无功输出和控制无功补偿装置等。
12.1.10.5 光伏电站监控系统应能实时上送全站无功输出范围、无功功率等信息。
12.1.10.6 光伏电站监控系统应在无功功率控制出现异常时，提供完善的告警信息。
12.1.11 功率预测监控监督内容
12.1.11.1 短期预测应能预测次日零时起至未来72h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min，准确率符合当地电网要求。
12.1.11.2 短期预测输入包括数值天气预报等数据，从而获得预测功率。 12.1.11.3 短期预测应考虑检修、故障、扩容等不确定因素对光伏电站输出功率的影响。
12.1.11.4 短期预测模型应具有多样性，可满足新建、已建光伏电站的功率预测。
12.1.11.5 短期预测每日宜执行两次，单次计算时间应小于5min
12.1.11.6 超短期能预测未来15min-4h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min。
12.1.11.7 超短期预测模型的输入应包括实测功率数据、实测气象数据及设备状态数据等。
12.1.11.8 超短期预测应15min执行一次，动态更新预测结果，单次计算时间应小于5min
12.1.12 继电保护故障信息管理系统监控监督内容
12.1.12.1 独立配置的继电保护故障信息管理系统应单独组网，与监控系统物理隔离，继电保护故障信息管理系统与监控系统通信应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求。继电保护装置应单独提供通讯接口与继电保护故障信息管理系统通讯。
12.1.12.2 一体化配置的继电保护故障信息管理系统，继电保护信息子站可与监控系统远动通讯设备一体化。
第35页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
12.1.13 监控自动化设备的备份、网络安全系统
12.1.13.1 光伏电站监控系统应对监控内容备份，网络安全系统中应包括防火墙等防止外部攻击的安全保障措施。 12.2 监控自动化检修技术监督
12.2.1 光伏电站数据采集装置应对间隔层设备实时采集模拟量、开关量及其他相关数据，间隔层基本采集信息需满足附录D要求 12.2.2 保持整洁、完好，标志正确、清晰、齐全。
12.2.3 仪表指示误差应符合精度等级要求，仪表反应灵敏，记录清晰。
12.2.4 操作开关、按钮、操作器等操作装置，应有明显的开、关方向标志，操作灵活可靠。
12.2.5 监控自动化用交、直流电源及熔断器应标明电压、容量、用途，并不得作照明电源、动力设备电源及其他电源使用。 12.2.6 控制盘、柜内、外应有良好的照明。
12.2.7 控制装置的电缆、管路和一次设备，应有明显的名称或编号的标志牌。 12.2.8 运行中监控自动化仪表及控制装置，非专业人员不得任意调整、拨弄或改动。
12.2.9 监控自动化仪表及控制装置在运行中发生异常或故障时，运行人员应加强对机组的监控，防止事态扩大，并及时通知检修人员处理并做好记录。
12.2.10 检修人员对运行中的监控自动化设备进行试验、检修、消缺处理时，应作好安全措施，并严格执行工作票制度。
12.2.11 运行中主要运行数据和曲线应定期保存，遇有反映设备重大缺陷或故障的记录，应及时、完整地收集并保存。
12.2.12 检修、校验和试验记录，更改的图纸和技术资料，应在检修工作结束后十天内整理完毕归档
12.2.13 检修后，应严格按有关规程和规定进行分级验收，并对检修质量作出评定。
12.2.14 核查光伏电站向电力调度部门提供的远动信息应包括遥测量和遥信量，应符合以下要求：
12.2.14.1 遥测量至少应包括的内容：
第36页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
a）发电总有功功率和总无功功率
b）无功补偿装置的进相及滞相运行时的无功功率 c）升压变压器高压侧有功功率和无功功率 d）双向传输功率的线路、变压器的双向功率 e）站用总有功电能量
f）光伏电站的电压、电流、频率、功率因数 g）大中型光伏电站的辐照强度、温度等 h）光伏电站的储能容量状态 12.2.14.2 遥信量应包括下列内容：
a）并网点断路器的位置信号 b）有载调压主变分接头位置
c）逆变器、变压器和无功补偿设备的断路器位置信号 d）事故总信号
e）出现主要保护动作信号 12.3 技术管理
12.3.1 核查应严格按照国家及行业有关技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等应结合本单位情况制定出相应的规程制度；
12.3.2 运行参数和经济技术指标统计齐全、准确、可靠，测取方法符合规定要求。
12.3.3 运行规程、系统图、记录表单、运行管理软件规范、齐全； 12.3.4 设备及工艺系统完善和优化项目有统计清单。
12.3.5 运行期间形成的资料安档案规定存档，，运行期间形成的资料安档案规定存档，相关计算机数据应定期备份，最少每月进行一次备份。 12.3.6 操作票、工作票、运行日志等运行台账齐全。 12.3.7 设备缺陷、事故分析、处理记录及结论齐全。
12.3.8 认真贯彻执行技术监督的报告、签字验收、责任处理及告警制度，按规定格式和时间如实上报监控自动化技术监督指标完成情况，重要问题应及时上报，建立和健全监控自动化设备质量全过程监督的签字验收制度。 12.3.9 必须建立针对自动控制系统计算机的防病毒措施。
第37页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
12.3.10 建立技术监督预警制度，对违反监督制度的单位，视情节的严重程度，由主管监督的职能部门向该单位发出预警。
13 光伏组件技术监督
13.1 组件效率
13.1.1 测量需考虑的损失量 13.1.1.1 . 组串污渍和灰尘遮挡损失
组串污渍和灰尘遮挡损失不应超过5%，具体测试方法及记录表见附录F，另外考虑到光伏电站清洗时需充分考虑节约用水，每次清洗用水量原则上应不超过6t/MWp。
13.1.1.2 光伏组串进行温升损失
记录光伏组串温升损失测试，具体测试方法及记录表见附录G。 13.1.1.3 组件串联失配损失
组串中的光伏组件进行失配损失测试不应超过2%。 13.1.1.4 热斑及功率衰减损失
记录光伏组件进行热斑及功率衰减，具体测试方法及记录表见附录H。 13.1.1.5 隐裂及功率衰减损失
针对抽取的光伏组串中的光伏组件进行隐裂及功率衰减损失，具体测试方法及记录表见附录I。 13.1.2 测试设备要求 测试设备要求总汇如下
a）应选取精度在±2%以内的测试设备
b）所用测试设备应具备连续跟踪I-V曲线变化的功能 c）所用测试设备应具备储存I-V曲线与参数的功能 d）所用测试设备应含有与测试设备相连接的辐照计
e）应选取测量组件背板表面温度精度在±1%以内变化的测试设备 f）所用测试设备应具备测量并储存开路电压与短路电流的功能。 13.1.3 检测步骤及方法
检测方法及步骤见附录C,根据电站实际情况进行相关测试但不能少于1次/
第38页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
年。
13.2 组件功率衰降监督
光伏电站使用的组件运行衰减率应与合同规定保持一致，具体测试方法及记录表见附录J,根据电站实际情况进行相关测试但不能少于1次/年。 13.3 组件运行及试验监督
应符合本标准5.13条款要求,根据电站实际情况进行相关测试但不能少于1次/年。
14 逆变器技术监督
14.1 逆变器效率 14.1.1 监督内容
14.1.1.1 从收集到的逆变器输入/输出数据分析计算逆变器的效率。一年春夏秋冬四季中4个典型日的逆变器全天输入/输出曲线，按照附录K进行。
14.1.1.2 根据数据，绘制逆变器4个典型日的全功率范围效率曲线，并计算4个典型日逆变器的转换效率，首年按照合同要求，第二年以后采取与前一年进行比对，应不能出现偏离合同情况。
14.1.1.3 从早到晚利用逆变器显示参数在不同负载率时读取逆变器的输入/输出功率，读数时同时测试太阳辐照度、环境温度和组件温度，测试表格按照附录L进行。
14.1.1.4 不带隔离变压器型逆变器的转换效率应不低于合同要求及前一年数据，带隔离变压器型逆变器的转换效率最大值应不低于合同要求及前一年数据。
注：逆变器MPPT效率依据EN 50530:2010测试规范，对逆变器的MPPT效率进行模拟测试，得出MPPT跟踪效率,,此测试项可综合参照设备的实验室测试报告上的数据。
14.2 逆变器运行及试验监督
应符合本标准5.15条款要求。
15 环保技术监督
15.1 光伏电站水土保持及野生动植物。 15.1.1 水土保持
核查光伏电站生活污水处理记录，记录中应写明生活污水的处理办法，记录应
第39页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
清晰、完整，另外应符合当地水土流失防治目标的要求。对原有植被不造成影响。 15.1.2 野生动物
核查光伏电站站址对原有野生动物的生态圈未造成破坏。
第40页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录A （资料性附录）
图A.1光伏电站逆变器电能质量测试位置点图
第41页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录B (规范性附录) 表B.1 继电保护监督记录
继电保护技术监督记录表
年 月 日
单位名称： 项目地址 设备名称 制造厂家 投运日期
系统运行情况简要说明继电保护分类及基本要
□符合要求 □不符合要求：
求监督情况说明 继电保护配置的监督情
□符合要求 □不符合要求：
况说明
继电保护检验内容及周
□符合要求 □不符合要求：
期监督情况说明 继电保护检验技术监督继电保护定值和程序管
□符合要求 □不符合要求：
理技术监督
继电保护监督技术文件缺陷、异常情况说明 结论
□符合要求 □不符合要求： □ 无 □ 有：
□ 符合要求 □ 不符合要求： □符合要求 □不符合要求：
规格型号 出厂日期 数量
编写： 审核： 批准：
第42页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录C (规范性附录) 组件转换效率测试方法
C.1测试步骤
a）进行接地和漏电流检查 b）采用红外测试仪寻找较差组件 c）选取光伏组件，并进行拆卸
d）清洁被选光伏组件，并记录被选组件的基本参数与生产批号 e）检查测试环境
—— 被测光伏组件实测电压与实测电流应在±1%以内变化
—— 为有效推算出在STC条件下的测试数据，水平总辐照度不应低于700W/m2 f）选取合适的辐照计，查看被测区域水平辐照度的均匀性，并将被测光伏组件放置在该区域，放置角度应与该组件原始安装倾角保持一致。
g）根据GB/T18210晶硅光伏阵列-I-V特性的测试中5.1章要求，对被测光伏组件背板表面温度、被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背板表面温度与I-V曲线特性等参数进行测量，并保存记录。 C.2被测参数分析
a）采用红外测试仪寻找较差组件
b）测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背板表面温度TSA
c）测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列中其他组件的中心背板表面温度TSM d）计算温度差dT=TSA-TSM
e）测量获得光伏组件VOC，并计算组件电池结点温度TJRO
TJRO(VOCkVOC_STC)/β25℃..............................................(C.1)
式中：
——β为被测光伏组件的电压温度系数，V·℃-1；
——k 为被测光伏组件所处辐照度与1000 W/m2的比例系数,见表C.1
第43页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表C.1 k值与辐照度比例系数表
k值 1.000 0.996 0.989 0.983
辐照度（W/m）
1000 900 800 700
2
并再次测量TSM（定义为TSM`）; 本f）测量被测光伏组件的背板表面中心温度TSR，次测量应在1分钟内完成。
g）计算获得光伏组件与光伏方阵的修正连接点温度
TOTSMdTTJROTSR.....................................................(C.2)
将被测光伏组件连接到测量装置进行测试获取I-V曲线参数，测试期间总辐照度
变化不应超过±10%
h）分别计算ISC_STC, VOC_STC,IMPP_STC, VMPP_STC和PMPP_STC:
ISC_STCISC_TESTISC_TEST(ISC_TEST100
1000
1)αG.........................................(C.3)
式中：
——G为太阳辐照度
——α为被测光伏组件电流温度系数
VOC_STCVOC_TESTβ
式中：
——β为被测光伏组件电压温度系数
VOC_TEST(25TO)
100
.........................................(C.4)
I1000
IMPP_STCIMPP_TESTIMPP_TEST(1)αMPP_TEST.............................(C.5)
G100
VMPP_STCVMPP_TESTβ
VMPP_TEST(25TO)
100
.......................................(C.6)
PMPP_STCVMPP_STCIMPP_STC..................................................(C.7)
i）被测光伏组件的填充因数为
第44页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
FF
j）被测光伏组件的总效率为
PMPP_STCVOC_STCISC_STC
PMPP_STC1000Aout
.....................................................(C.8)
out
............................................................(C.9)
式中：
——Aout为被测光伏组件标称总面积 k）被测光伏组件的内板效率为
in
PMPP_STC1000Ain
............................................................(C.10)
式中：Ain为被测光伏组件标称电池片总面积
第45页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录 D间隔层 （规范性附录） 表D.1 间隔层基本遥测信息
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
逆变器 太阳跟踪系统
对象
内容 高度角 方位角 运行状态 自动/手动状态 抗风雪状态 直流侧电压 直流侧电流 直流侧功率 交流侧电压Ua 交流侧电压Ub 交流侧电压Uc 交流侧电压Uab 交流侧电压Ubc 交流侧电压Uca 交流侧电流Ia 交流侧电流Ib 交流侧电流Ic 交流侧有功功率 交流侧无功功率 交流侧功率因数 逆变器温度 日发电量 月发电量 年发电量
第46页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表D.1 间隔层基本遥测信息（续）
序号 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39
并网点
40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51
第47页 共76页
对象
内容 累计发电量 光伏逆变器最大可发有功 光伏逆变器无功输出范围
并网点电压Ua 并网点电压Ub 并网点电压Uc 并网点电压Uab 并网点电压Ubc 并网点电压Uca 并网点电流Ia 并网点电流Ib 并网点电流Ic 并网点有功功率 并网点无功功率 并网点功率因数 并网点上网电量 并网点 A相电压闪变 并网点 B相电压闪变 并网点 C相电压闪变 并网点 A相电压偏差 并网点 B相电压偏差 并网点 C相电压偏差 并网点 A相频率偏差 并网点 B相频率偏差 并网点 C相频率偏差 并网点A相谐波THD 并网点B相谐波THD
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表D.1 间隔层基本遥测信息（续）
序号 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63
主升压变压器
64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 78 79 80 81
升压变电站母线数据
第48页 共76页
汇流箱 对象
内容
并网点C相谐波THD 低压侧电压Ua 低压侧电压Ub 低压侧电压Uc 低压侧电压Uab 低压侧电压Ubc 低压侧电压Uca 低压侧电流Ia 低压侧电流Ib 低压侧电流Ic 低压侧有功功率 低压侧无功功率 高压侧电压Ua 高压侧电压Ub 高压侧电压Uc 高压侧电压Uab 高压侧电压Ubc 高压侧电压Uca 高压侧电流Ia 高压侧电流Ib 高压侧电流Ic 高压侧有功功率 高压侧无功功率 各组串直流输入电流 直流输出电流 直流母线电压 母线电压Ua
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表D.1 间隔层基本遥测信息（续）
序号 82 83 84 85 86 87 88 89
无功补偿设备
90 91 92
A相电流 B相电流 C相电流
对象
内容 母线电压Ub 母线电压Uc 母线电压Uab 母线电压Ubc 母线电压Uca 线电压Uab 线电压Ubc 线电压Uca
表D.2 间隔层基本遥信信息
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
第49页 共76页
并网点 光伏逆 变器 对象
内容 直流过压 交流过压 交流欠压 初始停机 按键关机 保护动作总信号 ××装置故障（异常、闭锁）
××保护动作信号 断路器位置状态 隔离刀闸 接地刀闸
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表D.2 间隔层基本遥信信息（续）
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
隔离升压变压器
并网点 光伏逆 变器 对象
内容 直流过压 交流过压 交流欠压 初始停机 按键关机 保护动作总信号 ××装置故障（异常、闭锁）
××保护动作信号 断路器位置状态 隔离刀闸 接地刀闸 远方/就地切换 保护动作总信号 控制回路断线 重合闸动作
××装置故障（异常、闭锁） 开关本体及操作机构故障障
××保护动作信号 ××保护动作信号 高压侧断路器位置状态 低压侧断路器位置状 高压侧隔离刀闸 低压侧隔离刀闸 高压侧开关远方/就地 低压侧开关远方/就地
切换
第50页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表D.2 间隔层基本遥信信息（续）
序号 26
内容 保护动作总信号
对象
27 ××装置故障（异常、闭锁） 28 ××保护动作信号 29 30
××保护动作信号 保护动作总信号
31 ××装置故障（异常、闭锁）
汇流箱
××保护动作信号 32 33
保护动作总信号
34 ××装置故障（异常、闭锁）
汇流柜
××保护动作信号 35
表D.3气象环境基本采集信息
序号 1 2 3 4
5
气象环境监测数据
6 7 8 9
气压 太阳总辐射 直接辐射 散射辐射 风向
对象
内容 环境温度 环境湿度 电池板温度
风速
第51页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录E （规范性附录） 光强和结温的修正方法
E.1 光强修正
E.1.1 检测条件：辐照度＞700W/m2
E.1.2 修正方法：仅对电流进行线性等比例修正，不对电压进行修正（认为700W/m2以上光强的变化对光伏工作电压无影响。因此，光强对功率也可以采用线性修正。 E.2 温度修正
E.2.1 检测条件：无温度范围限制
a）精确修正：按照GB/T18210（IEC61829）的方法A根据实测光伏背板温度推算结温，或方法B根据不同辐照度下开路电压推算结温。依据推算出的结温和温度系数对电流、电压或功率进行修正。
b）简化修正：在辐照度高于700W/m2时，实际测量光伏组件的背板温度，以此作为电池结温。以此结温对电流、电压和功率进行修正。本报告采用简化修正。
c）电流、电压和功率的修正计算公式
1)组件（或组串）参数: 实测电压Vc，实测电流Ic，实测功率Pc，修正电压Vx，修正电流Ix，修正功率Px，测试温度Tc，测试光强Qc；电流温度系数α，电压温度系数β，功率温度系数δ
2)修正到STC的基准条件：辐照度基准为1000W/m2，温度基准为25 ºC 3)不对光谱进行修正
4)从电压和电流的功率修正计算公式：
Vx = Vc + β（25-Tc） Vx = Vc/(1 - β（25-Tc）).Vx................(E.1) Ix = Ic (1000/Qc) + α（25-Tc） Ix = Ic (1000/Qc) /(1-α（25-Tc）)……(E.2)
Px = Vx Ix…………………………………………(E.3).
5)从功率直接修正的计算公式：
Px = Pc (1000/Qc) + δ（25-Tc）Х Px = Pc Х (1000/Qc) /(1-δ
第52页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
（25-Tc）)…………………………(E.4)
注：修正到正常工作（NOCT）条件时，辐照度基准为800W/m，温度基准为NOCT。
2
第53页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录F （规范性附录）
光伏组串污渍和灰尘遮挡损失
F.1 光伏组串进行污渍和灰尘遮挡损失，检测方法、计算公式及判定结果如下，相关数据按照表F.1进行记录。
a）步骤1：如果有污渍遮挡基准片（光伏电池的断路电流与污渍遮挡程度呈线性关系），则可以不必检测，以基准片的监测结果为准。
b）步骤2：找出基本代表积灰普遍情况的组串，清洗前检测一次I-V曲线，并记录光强和组件温度；清洗后，再检测一次组串的I-V曲线：分别修正到STC 条件（见附录E）。将组串清洗前后修正功率进行比较，得出该种状态下的灰尘/污渍损失率，记录清洗周期及清洗时间。应附清洗前和清洗后被测组串照片。
1）计算公式：组串灰尘当前损失=（组串清洁后修正功率值-组串清洁前修正功率值）/组串清洁后修正功率值100%。
2）判定条件：不应超过5%。
表F.1 组串污渍和灰尘遮挡损失测试记录表
测试项目
组串污渍和灰尘遮挡损失测试
组串I-V（清洁前）修正到STC条件
测试组串位置
标称功率(W）
辐照度 （W/㎡）
组件背板温度（℃）
电池结温（℃）
测试功
率（W）
修正后 功率（W）
组串（清洁后）I-V 修正到STC条件 测试组串位置
组串灰尘损失计算值 测试组串位置
组串清洁后的修正功率值（W）
组串清洁前修正功率值 (W)
组串标称功
组串灰尘当前损失计算值
率值 （W）
标称功率(W）
辐照度（W/㎡）
组件背板温度（℃）
环境温测试功率度（℃）（W）
修正后功率（W）
第54页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表F.1 组串污渍和灰尘遮挡损失测试记录表(续)
测试项目
组串污渍和灰尘遮挡损失测试
组串灰尘当前损失=（组串清洁后测试的修正功率值-组串测试修正功率值）/组串清洁后测试的修正
功率值Х100%
清洗周期：
上次清洗时间：
第55页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录G （规范性附录） 光伏组串温升损失
G.1 测试方法、计算公式、判定条件如下，测试结果按照表G.1进行记录。
a）检测方法：在辐照度高于700W/m2时，测量选定组串的I-V曲线，同时记录辐照度和实测的背板温度。根据该类型组件的温度系数和实测结温推算出电池结温25℃下的最大功率点功率。根据电压温度损失计算公式计算电压温度损失百分比，根据功率温度损失计算公式计算功率温度损失百分比。
b）计算公式：
光伏组串功率温升损失率=（25℃结温组串最大功率 – 未修正结温组串最大功率）/25℃结温组串最大功率 100%；
光伏组串电压温升损失率=（25℃结温组串开路电压 – 未修正结温组串开路电压）/25℃结温组串开路电压 100%；
c）判定条件：以测试结果为准，评估散热条件。
表G.1 组串温升损失测试记录表
测试项目
被测 组串 位置 被测 组串 位置
实测组串Voc (V)
实测组串功率（W）
推算组串Voc 电池结温
(V) 推算组串 功率 （W）
(℃) 电池结温 (℃)
组串温升损失测试
电压温升损失
V %
功率温升损失
W %
第56页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录H （规范性附录）
光伏组件热斑及功率衰降损失
H.1 测试方法、计算公式及判定条件如下所示，结果按照下表H.1进行记录。
a）检测方法：找出有较严重热斑的组件和同组串无热斑组件，分别检测热斑组件和无热斑组件的I-V曲线，并记录光强和组件温度；修正到标准条件下（STC）的最大功率（修正方法见附录E），热斑组件与标牌功率和同组串中无热斑组件的修正值比较，得出热斑组件功率衰降率。
b）计算公式：组件热斑功率衰降率=（无热斑组件修整功率–热斑组件修正功率）/无热斑组件修正功率100%
c）判定条件：以检测结果为准，分析热斑原因，结果中应附热斑组件和无热斑组件的红外成像照片。
表H.1 光伏组件热斑及功率衰降记录表
修正前的实际测量值
被测组件 热斑组件
Voc
(V)
Isc (A)
Vmpp (V)
Impp (A)
Pmax(W)
辐照度 (W/m2)
电池结温 (℃)
对比组件1 对比组件2
修正后（α= 0.0045，β=-0.1286）的数据
被测组件 标牌信息 热斑组件
Voc
(V)
Isc (A)
Vmpp (V)
Impp (A)
Pmax(W)
修正辐照度 (W/m2)
电池结温 (℃)
1000 25 1000 25 对比组件1 1000 25 对比组件2 1000 25 热斑组件功率损失%（与标牌功率比较） 热斑组件功率损失%（与对比组件1比较）
热斑组件功率损失%（与对比组件2比较）
第57页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录J （规范性附录）
光伏组件隐裂及功率衰降损失
I.1 测试方法、计算公式及判定条件如下所示，结果按照下表J.1进行记录；
a）检测方法：找出有较严重隐裂的组件和同组串无隐裂组件，分别检测隐裂组件和无隐裂组件的I-V曲线，并记录光强和组件温度；修正到标准条件下（STC）的最大功率（修正方法见附录E），隐裂组件与标牌功率和同组串中无隐裂组件的修正值比较，得出隐裂组件功率衰降率。
b）计算公式：组件隐裂功率衰降率=（无隐裂组件修整功率–隐裂组件修正功率）/无隐裂组件修正功率100%
c）判定条件：以检测结果为准，分析隐裂原因，结果中应附隐裂组件和无隐裂组件的红外成像照片。
表J.1 光伏组件隐裂及功率衰降记录表
修正前的实际测量值
被测组件 隐裂组件
Voc (V)
Isc (A)
Vmpp (V)
Impp (A)
Pmax (W)
辐照度(W/m2)
电池结温(℃)
对比组件1 对比组件2
修正后（α= 0.0045，β=-0.1286）的数据
被测组件 标牌信息 隐裂组件
Voc
(V)
Isc (A)
Vmpp (V)
Impp (A)
Pmax (W)
修正辐照度(W/m2)
电池结温(℃)
1000 25 1000 25 对比组件1 1000 25 对比组件2 1000 25 隐裂组件功率损失%（与标牌功率比较） 隐裂组件功率损失%（与对比组件1比较）
第58页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表J.1 光伏组件隐裂及功率衰降记录表(续)
隐裂组件功率损失%（与对比组件2比较）
第59页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录K （规范性附录） 光伏组件功率衰降
K.1 针对抽取的光伏组串中的组件进行功率衰降监督测试，测试方法、判定条件如下所示，检测记录按照表K.1进行记录；
a）步骤1：待测试光强超过700W/m2时，检测选定且清洗干净的组串中每一块组件I-V曲线，同时记录光强和组件温度。 修正到STC条件（修正方法见附录E），同标称功率比较，得到光伏组件功率衰降率。
b）步骤2：如果投运时设置了功率基准组件，则检测基准组件的I-V曲线，并与标准组件初始值比较，得到光伏组件功率衰降率。
c）判定条件：按照合同约定值。
表K.1 光伏组件功率衰降测试记录表
测试项目 被测组件位置 组件编号
标称功率（W）
Voc Isc Vpm Ipm Pmax
光伏组件功率衰降测试
辐照度
背板温度/
电池结温(℃)
修正功率(W)
功率 衰降 （%）
(V) (A) (V) (A) (W) (W/㎡)
1 2 3 ……
10 11 12 13 14 平均功率衰降率（%）
第60页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录L (规范性附录)
表L.1 逆变器4个典型日全天输入/输出曲线记录表
逆变器 编号
日期
时间
输入 电压 （V）
输入 电流 （A）
输入 功率 （W）
输出 有功 （W）
逆变器温度 （ºC）
负载率 （%）
逆变器效率 （%）
0:00:00 0:05:00 0:10:00 0:15:00 0:20:00 0:25:00 0:30:00 0:35:00 0:40:00 0:45:00 0:50:00 0:55:00 1:00:00 1:05:00 1:10:00 1:15:00 1:20:00 1:25:00 1:30:00 1:35:00 1:40:00
第61页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录M (规范性附录)
表M.1 测试逆变器加权效率记录表
逆变器位置：
日期
时间
负载率 （%）
输入电压（V）
输入 电流 （A）
输入 功率 （W）
输出 有功 （W）
逆变器 温度 （ºC）
逆变器效
率 （%）
5 10 20 30 50 75 100
逆变器加权效率
第62页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录N (规范性附录)
光伏组串到汇流箱的直流线损
a）检测组串数量：从一台汇流箱所对应的组串中抽取近、中、远三个 组串进行检测。
b）检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）组串出口直 流电压(Vzc) 和汇流箱入口直流电压(Vhr)，同时测量该组串在汇流箱入口的直流电流Izc，同时记录光强和背板温度。按照下式求出直流线损：
c）计算公式：Vzc –Vhr = 直流导线电压差ΔV
─ ΔV/Izc = 直流导线电阻 Rdc
─ ISTC x Rdc = STC条件下的直流压降ΔVSTC ─ ΔVSTC/VSTC x 100 = 单组串直流线损（%）
─ STC：标准测试条件。辐照度1000W/m2，环境温度25 ºC，光
谱AM1.5;
─ ISTC ：光伏组串STC条件下工作电流，线性修正到1000W/m2
和STC结温；
─ VSTC：光伏组串STC条件下工作电压，电压不做光强修正，
线性修整到25ºC结温下工作电压。
─ 平均组串到汇流箱直流线损 = 近、中、远直流线损的平均值
d）判定条件：平均直流线损不应超过1.5%；检测结果记录表按照下表M.1 所示。
表N.1 光伏组串到光伏汇流箱的直流线损记录表
汇流箱位置：
测试和修正项 组串输出电压（V） 汇流箱输入电压（V）
电缆压降（V）
光伏组串1 （近）
第63页 共76页
光伏组串2 （中）
光伏组串3（远）
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表N.1 光伏组串到光伏汇流箱的直流线损记录表(续)
汇流箱位置：
测试和修正项 工作电流（A） 实测线损（%） 平均实测线损（%）
光强（W/m2) 组件温度（ºC） 电池结温（ºC） 电缆电阻 （Ω） STC电流（A） STC电压降（V） STC工作电压（V） STC电缆线损（%） 平均STC线损（%）
第64页 共76页
光伏组串1 （近）
光伏组串2 （中）
光伏组串3（远）
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录P （规范性附录） 汇流箱到逆变器的直流线损
a）检测汇流箱数量：一台逆变器所对应汇流箱中抽取近、中、远三台 进行直流线损检测。
b）检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）汇流箱 出口直流电压(Vhc) 和逆变器入口直流电压(Vnr)，同时测量逆变器入口直流电流Idc，同时记录光强和背板温度;
c）计算公式：按照下式求出直流线损：Vhc –Vnr = 直流导线电压差ΔV
─ ΔV/Idc = 直流导线电阻 Rdc,
─ ISTC x Rdc = STC 条件下的直流压降ΔVSTC ─ ΔVSTC/VSTC x 100 = 单汇流箱直流线损（%）
─ STC：标准测试条件。辐照度1000W/m2，环境温度25 ºC，光
谱AM1.5;
─ ISTC ：汇流箱STC条件下工作电流，线性修正到1000W/m2和
STC结温下工作电流；
─ VSTC：汇流箱STC条件下工作电压，电压不做光强修正，线性
修整到25ºC结温下工作电压。
d）平均汇流箱到逆变器直流线损 = 近、中、远直流线损的平均值; e）判定条件：平均直流线损不应超过1.5%。 检测结果记录按照表P.1进行
表P.1 汇流箱到逆变器的直流损耗
逆变器位置： 测试和修正项 汇流箱输出电压（V） 逆变器输入电压（V） 电缆压降（V）
汇流箱1（近）
汇流箱2（中）
第65页 共76页
汇流箱3（远）
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表P.1 汇流箱到逆变器的直流损耗（续）
逆变器位置： 测试和修正项 工作电流（A） 实测线损（%） 平均实测线损（%） 光强（W/m2) 组件温度（ºC） 电池结温（ºC） 电缆电阻 （Ω） STC电流（A） STC电压降（V） STC工作电压（V） STC电缆线损（%） 平均STC线损（%）
汇流箱1（近）
汇流箱2（中）
汇流箱3（远）
第66页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录Q （规范性附录） 逆变器到变压器交流损耗
a）测试位置：逆变器到变压器之间。 b）测试条件：辐照度 ≥ 700W/m2
c）判定标准： ≤ 1.5%，逆变器到变压器交流线损记录表按照表Q.1 进行。
表Q.1 逆变器到变压器交流损耗记录表
逆变器和变压器位置：
测试项目
逆变器A相输出电压（V） 逆变器B相输出电压（V） 逆变器C相输出电压（V） 逆变器A相电流（A） 逆变器B相电流（A） 逆变器C相电流（A） 变压器A相输入电压（V） 变压器B相输入电压（V） 变压器C相输入电压（V）
A相电压降（V） B相电压降（V） C相电压降（V） A相线损（%） B相线损（%） C相线损（%）
平均逆变器到变压器交流线损（%）
测试结果
第67页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录R （规范性附录） 变压器到并网点之间交流损耗
a）测试位置：变压器到并网点之间。 b）测试条件：辐照度 ≥ 700W/m2 c）判定标准： ≤ 1.5%。
d）变压器到并网点交流线损记录表按照表R.1进行。
表R.1变压器到并网点交流损耗记录表
变压器和并网点位置： 测试项目
变压器A相输出电压（V） 变压器B相输出电压（V） 变压器C相输出电压（V） A相电流（A） B相电流（A） C相电流（A） 并网点A相电压（V） 并网点B相电压（V） 并网点C相电压（V） A相电压降（V） B相电压降（V） C相电压降（V） A相线损（%） B相线损（%） C相线损（%）
平均变压器到并网点交流线损（%）
测试结果
第68页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录S (规范性附录) 变电设备能量损失
a)测试变压器效率，相关要求如下：
1)从收集到的变压器输入/输出数据分析计算变压器的效率。一年春夏秋冬四季中4个典型日的变压器全天输入/输出曲线，记录格式按照下表S.1所示：
表S.1 变压器全体输入/输出曲线记录格式
变压器 编号
……
日期 ……
时间 0:00:00 0:05:00 0:10:00 0:15:00 0:20:00 …… 1:30:00 1:35:00 1:40:00
输入功率 （W）
……
输出功率 （W）
……
变压器 温度 （ºC）
……
变压器 效率 （%）
……
b）根据数据，绘制变压器4个典型日的全功率范围效率曲线，并计算4个典型日变压器的效率，测试变压器的全天效率：从早到晚在不同负载率时测试变压器的输入/输出功率，同时测试太阳辐照度、环境温度和组件温度，测试表格如下表S.2所示。
第69页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
表S.2 变压器效率数据记录表
变压器位置： 日期
时间
负载率 （%） 5 10 20 30 50 75 100
输入功率 （W）
输出 功率 （W）
变压器 温度（ºC）
变压器 效率 （%）
注：计算变电设备能量损失为：100%-变压器效率。合格判定：≤2%。
第70页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录T （规范性附录） 表T.1 绝缘监督记录表
绝缘监督记录表 年 月 日
单位名称： 项目地址 设备名称 制造厂家 投运日期 试验设备 （规格、编号等） 设备运行情况简要说明运行监督情况 检修监督情况 预防性试验/例行试验/
□符合要求 □不符合要求：
诊断性试验监督情况 其他试验监督情况 缺陷、异常情况
□符合要求 □不符合要求： □ 无 □ 有：
□ 符合要求 □ 需限期消除
结论
□ 需改造
编写： 审核： 批准：
□符合要求 □不符合要求： □符合要求 □不符合要求：
规格型号 出厂日期 数量
第71页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录U （规范性附录） 表U.1 电测监督记录表
电测监督记录表
年 月 日
单位名称： 项目地址
□ 符合要求
电工测量运行维护技术监督范围监督情况
□不符合要求：
□ 符合要求
电工测量运行维护技术检验周期监督情况
□不符合要求：
□ 符合要求 □不符合要求：
其他情况说明
□ 符合要求
结论
□不符合要求：
编写： 审核： 批准：
投运日期
电工测量技术改造监督情况
第72页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录V （规范性附录） 表V.1 电能质量监督记录表
电能质量监督记录表
年 月 日
单位名称： 项目地址 并网接入情况简介
□ 符合要求 □不符合要求：
故障穿越监督情况
□ 符合要求 □不符合要求：
有功功率(频率)和无功功率(电压)控制监督情况
电能质量监测设备监督情况
逆变器及无功补偿装置电能质量监督情况
□ 符合要求
□不符合要求： □ 符合要求 □不符合要求： □ 符合要求 □不符合要求：
其他异常情况说明
□ 符合要求
结论
□不符合要求：
编写： 审核： 批准：
投运日期
电网适应性监督情况
第73页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录W （规范性附录） 表W.1 金属技术监督记录表
金属技术监督记录表
年 月 日
单位名称： 项目地址 金属部件情况说明 材料及焊接质量监督情况
运行维护金属技术监督情况
低温下金属特性监督情况
□ 符合要求 □不符合要求： □ 符合要求 □不符合要求： □ 符合要求 □不符合要求：
其他异常情况说明
□ 符合要求
结论
□不符合要求：
编写： 审核： 批准：
投运日期
第74页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录Y （规范性附录） 表Y.1化学技术监督记录表
化学技术监督记录表
年 月 日
单位名称： 项目地址
化学情况基本说明
□ 符合要求
绝缘油技术监督情况
□不符合要求：
□ 符合要求
六氟化硫技术监督情况
□不符合要求：
□ 符合要求
基础管理技术监督情况
□不符合要求：
其他异常情况说明
□ 符合要求
结论
□不符合要求：
编写： 审核： 批准：
投运日期
第75页 共76页
Q/SPI 9726-2016 光伏电站技术监督规程
附录Z （规范性附录）
表Z.1 监控自动化技术监督记录表
监控自动化技术监督记录表
年 月 日
单位名称： 项目地址 监控设备型号 环境监测设备型号 监控自动化运行基本情
况说明
监控自动化运行维护技术监督情况
□ 符合要求 □不符合要求：
□ 符合要求 □不符合要求：
□ 符合要求
结论
□不符合要求：
编写： 审核： 批准：
投运日期 制造厂家 制造厂家
系统自动化运行维护监督情况
其他异常情况说明
第76页 共76页
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容