GB/T 19115.1-2018 风光互补发电系统 第1部分：技术条件

　　ICS 27 . 180 F 1 1

　　中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准

　　GB/T 191 15. 1—2018代替 GB/T 19115 . 1—2003

　　风光互补发电系统第 1 部分：技术条件

　　wind-solarphotovoltaichybridgenerateelectricitysystem—

　　part1：Technicalcondition

　　2018-12-28 发布 2019-07-01 实施

　　国家市场监督管理总局中国国家标准化管理委员会

　　发

　　布

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　前 言

　　GB/T 19115《风光互补发电系统》分为以下两个部分：

　　— 第 1 部分：技术条件;

　　— 第 2 部分：试验方法。

　　本部分为 GB/T 19115 的第 1 部分。

　　本部分是根据 GB/T 1 . 1—2009 给出的规则起草。

　　本部分代替 GB/T 19115 . 1—2003 《离网型户用风光互补发电系统 第 1 部分： 技术条件》与GB/T 19115 . 1—2003 相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：

　　— 本部分包含离网型与并网型风光互补发电系统(见第 4 章);

　　— 调整了适用范围(见第 1 章);

　　— 增加系统分类(见第 4 章);

　　— 增加了术语“并网型风光互补控制逆变器”等(见 3 . 4、3 . 5、3 . 6) ;

　　— 删除了额定输出功率(见 2003 年版 6 . 2 . 3) ;

　　— 删除了泄荷器的相关要求(见 2003 年版 6 . 3 . 6、7 . 9、8 . 2 . 3)

　　— 修改了系统的额定直流电压(见表 1) ;

　　— 修改了系统的输出波形(见表 2) ;

　　— 修改了系统的安装要求(见 8 . 4) 。

　　本部分由中国机械工业联合会提出。

　　本部分由全国风力机械标准化技术委员会(SAC/TC 50)归口 。

　　本部分主要起草单位：广州红鹰能源科技股份有限公司、合肥为民电源有限公司、上海电气分布式能源科技有限公司。

　　本部分主要起草人：伍友刚、俞红鹰、鞠宁、陈超明、陈贤、张为民、朱凤天。

　　本部分所代替标准的历次版本发布情况为：

　　—GB/T 19115 . 1—2003 。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　风光互补发电系统第 1 部分：技术条件

　　1 范围

　　GB/T 19115 的本部分规定了风光互补发电系统(以下简称系统)的定义、术语、分类、基本参数、技术要求、检验规则、标志、包装、运输、贮存等。

　　本部分适用于风力发电和光伏混合的离网型与并网型系统，风轮扫掠面积小于 200 m2 且输出电压低于 1 000 V交流或 1 500 V直流的风力发电系统或其风光互补发电系统。

　　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/T 191 包装储运图示标志

　　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 4706 . 1 家用和类似用途电器的安全 第 1 部分：通用要求

　　GB/T 9535 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型

　　GB/T 17646 小型风力发电机组

　　GB/T 19068 . 1 小型风力发电机组 第 1 部分：技术条件

　　GB/T 19115 . 2—2018 风光互补发电系统 第 2 部分：试验方法

　　GB/T 20321 . 1 离网型风能、太阳能发电系统用逆变器 第 1 部分：技术条件

　　GB/T 22473 储能用铅酸蓄电池

　　GB/T 29544 离网型风光互补发电系统安全要求

　　GB/T 30427 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法

　　GB/T 34521 小型风力发电机组用控制器

　　JB/ T 10395 离网型风力发电机组 安装规范

　　3 术语和定义

　　GB/T 17646 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　风光互补发电系统 wind-solarphotovoltaichybridgenerateelectricitysystem

　　由风力发电机组和光伏组件、蓄电池、控制器、直流/交流逆变器、电路保护等共同构成的能够将风的动能和太阳的光能转换为电能的混合发电系统。

　　3.2

　　混合功率 totalpower

　　风力发电机组额定功率与太阳阵列峰值功率之和。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　3.3

　　风光互补控制器 wind-solarhybridcontroller

　　既能够将从风力发电机组获得的交流电能(也允许风力发电机组直流输入)转换成直流电能，充入储能蓄电池或直接使用，又能够将从光伏组件获得的直流电能充入储能蓄电池或直接使用的换流及控制系统(简称控制器)。

　　3.4

　　并网型风光互补控制逆变器 windandsolarhybridcontrollerandgrid-tiedinverter

　　既能将风力发电机的交流电能通过 AC-DC-AC模式转换直接并入交流电网，并对风力发电机实现控制保护功能，同时又能将光伏阵列获得的直流电能通过 DC-AC转换模式并入交流电网的装置。

　　3.5

　　离网型风光互补控制逆变器 windandsolarhybridcontrollerandoff-gridinverter

　　既能将风力发电机的交流电能通过 AC-DC-AC模式转换对蓄电池充电同时直接提供交流负载使用，并对风力发电机实现控制保护功能，同时又能将光伏阵列获得的直流电能对蓄电池充电，同时能通过 DC-AC转换模式提供交流负载使用的装置。

　　3.6

　　离网型逆变器 off-gridinverter

　　将直流电能(DC)转换成交流电能(AC)的装置。

　　3.7

　　日平均最低耗电量 minimum diurnalpowercost

　　日平均最低耗电电量是用户每天对用电量的最低平均需求数，是由每天必需使用的电器设备的类型、所耗功率和最低工作时间来确定的。

　　3.8

　　系统日平均最低发电量 minimum diurnalenergyproduction

　　日平均最低发电电量是系统应保证的 日平均最低发电电量。

　　4 系统分类

　　4 . 1 直流离网系统

　　由风力发电机和光伏阵列组成发电单元，通过风光互补控制器对蓄电池充电并对直流负载供电的系统，如图 1 所示。

　　图 1 直流离网系统

　　4 . 2 交流离网系统

　　由风力发电机和光伏阵列组成发电单元，通过风光互补控制器对蓄电池充电并对直流负载供电，同时通过离网逆变器对交流负载供电的系统，如图 2 所示。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　图 2 交流离网系统

　　4 . 3 无储能交流并网系统

　　由风力发电机和光伏阵列组成发电单元，风光互补控制器整流，通过并网逆变器实现 DC-AC 的模式并入交流电网的系统，如图 3 所示。

　　图 3 无储能交流并网系统

　　4 . 4 有储能交流并网系统

　　由风力发电机和光伏阵列成发电单元，通过风光互补控制器对蓄电池充电，通过并网逆变器实现DC-AC 的模式并入交流电网的换统，如图 4 所示。

　　图 4 有储能交流并网系统

　　5 系统应用的资源条件和环境要求

　　5 . 1 系统推荐使用的资源条件

　　当地年平均风速大于 3 . 5 m/s, 同时年度太阳能辐射总量不小于 4 200 MJ/ m2 是系统推荐使用区。

　　5 . 2 系统使用的环境要求

　　5 . 2 . 1 系统在下列条件下应能连续、可靠地工作：

　　a) 室外温度：-25 ℃ ~ +45 ℃ ;

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　b) 室内温度：0 ℃ ~ +40 ℃ ;

　　c) 空气相对湿度：不大于 90% ( 25±5 ℃ ) ;

　　d) 海拔高度不超过 1 000 m。

　　5 . 2 . 2 系统在以下环境中运行时，应由生产厂家和用户共同商定技术要求和使用条件：

　　a) 室外温度范围超出-25 ℃ ~+45 ℃的地区;

　　b ) 室内温度范围超出 0 ℃ ~+40 ℃的用户;

　　c) 海拔高度超过 1 000 m 的地区;

　　d) 盐雾或沙尘严重地区;

　　e) 年平均风速 ≤3 . 5 m/s,光伏资源低于 Ⅲ类地区;

　　f) 其他特殊条件。

　　6 系统的基本配置、参数与设备选型

　　6 . 1 系统的基本配置

　　6 . 1 . 1 离网型系统由下述部件组成：

　　a) 风力发电机组;

　　b ) 光伏阵列;

　　c) 风光互补控制器;

　　d) (离网)逆变器;

　　e) 蓄电池组。

　　6 . 1 . 2 并网型系统由下述部件组成：

　　a) 风力发电机组;

　　b ) 光伏阵列;

　　c) 风光互补控制逆变器。

　　6 . 2 系统的基本参数

　　6 . 2 . 1 离网型系统额定直流电压

　　离网型系统的额定直流电压应优先选用表 1 的规定值。 其他电压等级由生产厂家和用户共同商定。

　　表 1 额定直流电压 单位为伏

　　6 . 2 . 2 系统额定交流电压、频率及波型

　　离网型/并网型系统的额定交流电压、频率及波型应选用表 2 的规定值。

　　表 2 系统额定输出交流电压、频率及波形

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　6 . 2 . 3 系统装机容量

　　系统装机容量由风力发电机与光伏阵列组成，其装机容量大小由生产厂商与客户商定。

　　6 . 3 系统的设备选型

　　6 . 3 . 1 风力发电机组的选择

　　6 . 3 . 1 . 1 由结合当地的年平均风速及用电负荷合理选择风力发电机组的功率。

　　6 . 3 . 1 . 2 在总功率相同时，允许使用 2 台或者多台风力发电机组在直流输出端并联使用。 多台风力发电机并联使用时风力发电机组之间的安装应避免相互之间的干扰。

　　6 . 3 . 2 光伏阵列功率的选择

　　6 . 3 . 2 . 1 结合当地的光照资源及用电负荷合理选择光伏阵列的功率。

　　6 . 3 . 2 . 3 在多雷区或超高的特殊环境中使用光伏方阵应有防雷措施。

　　6 . 3 . 3 控制器的选择

　　6 . 3 . 3 . 1 控制器应具有风力发电充电电路和光伏充电电路。 两充电通道要各自独立和有效隔离。

　　6 . 3 . 3 . 2 控制器风电充电电路的最大容量要大于或等于风力发电机组额定输出功率的 2 倍 。

　　6 . 3 . 3 . 3 控制器光伏充电电路的最大容量应大于系统光伏功率的 1 . 5 倍 。

　　6 . 3 . 4 离网逆变器选择

　　6 . 3 . 4 . 1 逆变器的输出功率应当由用户经常使用的电器的类型、功率和使用的时间来计算和确定。

　　6 . 3 . 4 . 2 逆变器的额定输出功率应不小于负载总功率的 1 . 2 倍 。

　　6 . 3 . 5 并网逆变器的选择

　　6 . 3 . 5 . 1 并网逆变器输出电网侧电流谐波失真(THD) <4%;电网直流分量小于 20 mA。

　　6 . 3 . 5 . 2 并网逆变器风机端具有最大功率跟踪(MPPT) 的编程设计，光伏具有最大功率跟踪(MPPT)功能。

　　6 . 3 . 6 离网型风光互补控制逆变器选择

　　离网型风光互补控制逆变一体机应同时满足 6 . 3 . 3 和 6 . 3 . 4 。

　　6 . 3 . 7 并网控制逆变器的选择

　　并网控制逆变器应同时满足 6 . 3 . 3 和 6 . 3 . 5 。

　　6 . 3 . 8 蓄电池的选择

　　6 . 3 . 8 . 1 应当优先选用储能用铅酸蓄电池和其他适合风光互补发电使用的新型蓄电池。

　　6 . 3 . 8 . 2 蓄电池组的串联电压应与风力发电机组的输出电压相匹配;同时也应与光伏组件输出电压相一致。

　　6 . 3 . 8 . 3 蓄电池的容量是由 日最低耗电量、设定的连续阴天的天数、最长无风期的天数和蓄电池的技术性能，如自放电率、充放电效率和放电深度等因素共同确定。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　7 系统部件的技术要求

　　7 . 1 风力发电机组技术要求

　　7 . 1 . 1 系统选用的风力发电机组应符合 GB/T 19068 . 1 的技术要求。

　　7 . 1 . 2 在多雷区或有特殊要求的用户，应采用有适当防雷措施的风力发电机组。

　　7 . 2 光伏方阵及光伏方阵技术要求

　　7 . 2 . 1 系统选用的光伏组件应符合 GB/T 9535 的要求。

　　7 . 2 . 2 光伏方阵是由 1 个或若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式，组装在一起并有固定的支撑结构构成的直流发电单元，其电流和电压失配损失应小于 2% 。

　　7 . 2 . 3 光伏方阵的结构设计应保证组件与支架的连接牢固可靠。

　　7 . 2 . 4 光伏方阵及支架应能够抵抗 120 km/ h 暴风而不被损坏。 支架应能够保证正确的方位和角度，以使其能够获得最大的发电量。

　　7 . 2 . 5 在潮湿或有腐蚀性气体的环境中使用的光伏方阵紧固件应有防腐蚀措施。

　　7 . 2 . 6 在多雷区或超高的特殊环境中使用光伏方阵应有防雷措施。

　　7 . 3 风光互补控制器技术要求

　　7 . 3 . 1 控制器整机与风力发电充电电路应符合 GB/T 34521 的要求。

　　7 . 3 . 2 控制器光伏充电电路同时应满足以下技术要求：

　　a) 光伏充电电路可承受的最大电压为光伏组件额定电压的 1 . 5 倍;当工作电压超过额定值的150%时，控制器应能自动保护和显示;

　　b ) 光伏充电电路可承受的最大电流为光伏组件短路电流的 1 . 5 倍，当工作电流超过额定值的150%时，控制器应能自动保护和显示;

　　c) 光伏充电电路电压降 ≤1 . 2 V ;

　　d) 应有防止组件反接的电路保护;

　　e) 应具有防止蓄电池通过光伏组件反向放电的保护功能。

　　7 . 3 . 3 控制器应具有风力发电机组充电输入端、光伏充电电路输入端、蓄电池接线端、逆变器接线端的明显标志。

　　7 . 3 . 4 在多雷区或特殊环境中使用的控制器应有防雷措施。

　　7 . 3 . 5 控制器对蓄电池应具有充电限流、充满断开及反接保护等功能。

　　7 . 3 . 6 控制器对负载应具有欠压断开、短路保护及过功率保护等功能。

　　7 . 4 离网逆变器技术要求

　　离网型系统选用的逆变器应符合 GB/T 20321 . 1 的要求。

　　7 . 5 并网逆变器的技术要求

　　并网逆变器应符合 GB/T 30427 的要求。

　　7 . 6 离网控制逆变器的技术要求

　　离网控制逆变器应同时满足 7 . 3 和 7 . 4 。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　7 . 7 并网控制逆变器的技术要求

　　并网控制逆变器应同时满足 7 . 3 和 7 . 5 。

　　7 . 8 蓄电池技术要求

　　7 . 8 . 1 铅酸蓄电池应符合 GB/T 22473 的要求，其他类型电池应符合相应国家标准及要求。

　　7 . 8 . 2 蓄电池电极应有防腐措施以保护蓄电池的电极端不被腐蚀。

　　7 . 9 导线技术要求

　　7 . 9 . 1 应使用符合相关标准的绝缘导线。

　　7 . 9 . 2 有极性区分的电路中，所有导线都应用颜色区分正负或加标记。

　　7 . 9 . 3 导线的选择应同时满足：载流量、电压损耗和导线的强度。 导线载流量的设计应保证导线不发热;导线的电压损失应小于 2%, 保证线路在导线允许的电压下正常工作;线径的设计应保证导线的强度。

　　7 . 10 负载连接或输出插座技术要求

　　7 . 10 . 1 连接系统各部件的导线、接插件、开关等应符合相应技术标准的要求。

　　7 . 10 . 2 限流设备，无论是保险、断路器、还是电子保护，应对负载及导线所能承受的最大电流起到有效的限流作用。

　　8 系统技术要求

　　8 . 1 系统用电需求与保证

　　8 . 1 . 1 系统设计是需要针对当地资源状况进行分析，同时需做出相对资源最差月份与相对资源最好月份的数据统计与分析。

　　8 . 1 . 2 离网型系统的年用电保证率应不低于 95% 。

　　8 . 1 . 3 并网型系统以年度为单位计算与统计系统的发电量。

　　8 . 2 电性能要求

　　8 . 2 . 1 系统的电能品质要求

　　8 . 2 . 1 . 1 当系统的直流电压在额定电压值的 90%~120%范围内变化时，系统的交流输出频率应保持在 50 Hz±2 . 5 Hz范围内，即频率稳定度为 ±5% 。

　　8 . 2 . 1 . 2 输出为额定功率，当系统的直流电压在额定值的 90%~120%范围内变动时，系统交流输出电压变化范围应不超过额定值 ±10%。

　　8 . 2 . 1 . 3 输出波型为正弦波的系统，正弦波的失真度不超过 5% 。

　　8 . 2 . 2 系统的保护功能

　　系统的保护功能包括：

　　a) 蓄电池欠压保护;

　　b ) 蓄电池过充保护;

　　c) 短路保护;

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　d) 过负荷保护;

　　e) 系统应有有效防止风力发电机组空载电压冲击措施，保证在出现最大空载电压时，系统内所有电器设备包括系统外部的用电设备均能得到有效保护。

　　8 . 2 . 3 系统的显示器

　　8 . 2 . 3 . 1 系统应具有下述显示功能：

　　a) 风力发电机组充电显示;

　　b ) 光伏阵列充电显示;

　　c) 蓄电池电压状态显示;

　　d) 控制器、逆变器工作正常显示;

　　e) 各种保护状态显示。

　　8 . 2 . 3 . 2 系统显示可利用控制器、逆变器的显示器，也可独立设置。 应在说明书中加以明确。

　　8 . 2 . 3 . 3 除蓄电池电压状态应设置精度较高的电压表显示外，其余显示可使用各种显示器。

　　8 . 3 系统的安全要求

　　系统的安全要求应满足 GB/T 29544 的相关规定与要求。

　　8 . 4 系统的安装要求

　　8 . 4 . 1 风力发电机组安装要求

　　系统中使用的风力发电机组的安装，应符合 JB/ T 10395 的要求。

　　8 . 4 . 2 光伏方阵安装要求

　　8 . 4 . 2 . 1 光伏方阵的安装位置应保证在日照所有时间内。

　　8 . 4 . 2 . 2 在地面安装的光伏方阵与地面之间的最小间距应在 1 . 2 m 以上，底部与基础应固定牢固。

　　8 . 4 . 2 . 3 屋顶安装光伏阵列需与屋顶材料之间的最小间距应不低于 10 cm。 光伏阵列支架安装应与建筑物的主体结构相连接。

　　8 . 4 . 2 . 4 安装在屋顶上的光伏阵列应采取防雷措施。

　　8 . 4 . 3 控制器、逆变器、蓄电池安装要求

　　8 . 4 . 3 . 1 控制器、逆变器、蓄电池安装应符合相应电气设备安装规范或操作规程。

　　8 . 4 . 3 . 2 控制器、逆变器安装在同一个配电柜中，应安放在室内通风地方且有安全保证。

　　8 . 5 系统的连接要求

　　8 . 5 . 1 系统内各部件之间电路的连接应是牢固可靠，部件之间连接应避免插头、插座式互联。

　　8 . 5 . 2 系统输出端与外电路的连接应当是固定连接，系统输出端应使用插座连接。

　　8 . 5 . 3 系统输出端与用户的外电路不应使用双向插头连接。

　　8 . 5 . 4 系统以外的永久性电路的安装，导线都应由导线管保护。

　　8 . 5 . 5 系统连接处允许的额定电流应不低于电路允许的额定电流。

　　8 . 6 电路连接规程

　　系统接线应按以下顺序进行：

　　a) 控制器与逆变器连接;

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　b ) 控制器与蓄电池组连接;

　　c) 光伏阵列与控制器光伏输入端连接;

　　d) 风力发电机组将输出线与控制器风力发电充电输入端连接。

　　8 . 7 试运行与交付使用

　　8 . 7 . 1 安装现场应作以下检查：

　　a) 系统布局合理，安装牢固可靠，符合安装规范;

　　b ) 各部件联接正确，牢固，应符合 GB 4706 . 1 电器安全要求。

　　8 . 7 . 2 去除光伏遮蔽物，放开风力发电机组刹车装置，系统各显示功能及逆变器、控制器上各种工作状态显示灯或电压表、电流表均指示正常。

　　8 . 7 . 3 开启逆变器，指示正常后，接通负载，开启照明灯、彩电和冰柜，各种电器工作正常。

　　8 . 7 . 4 检验强制刹车性能。

　　8 . 7 . 5 系统交付用户使用前应向用户提供使用说明。

　　8 . 8 可靠性要求

　　8 . 8 . 1 部件可靠性应符合国家或行业相应标准中的可靠性要求。

　　8 . 8 . 2 系统首次故障前平均工作时间应大于 1400h。

　　9 系统试验方法

　　系统应按照 GB/T 19115 . 2—2018 的规定进行试验。

　　10 质量判定与检验规则

　　10 . 1 出厂检验

　　10 . 1 . 1 构成系统的所有部件、零件、配件、导线、接插件等均应由制造商进行出厂检验，并提供出厂检验合格证，组成系统后不需进行出厂检验。

　　10 . 1 . 2 控制/逆变器应视为两个部件，分别进行出厂检验。

　　10 . 2 型式试验

　　如有下述情况之一时，应进行系统型式试验：

　　a) 新的组合型号试制完成时;

　　b ) 年度定期抽检时;

　　c) 批量生产达到一定数量时;

　　d) 国家质量监督机构提出检测要求时;

　　e) 批量定货的用户提出要求时。

　　10 . 3 质量判定规则

　　10 . 3 . 1 抽样依据

　　系统测试的抽样依据应按照 GB/T 2828 . 1 的规定进行。

　　10 . 3 . 2 检验项目及不合格分类

　　检验项目及不合格分类见表 3 。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　表 3 检验项目及不合格分类

　　10 . 3 . 3 抽样方法

　　10 . 3 . 3 . 1 送检容量总体数最少为 10 套 。

　　10 . 3 . 3 . 2 监督总体中单位产品的质量特性不合格分别为 A、B两类：

　　a) A类不合格的监督质量水平为 P0=2 . 5%,检验水平为 Ⅰ ,监督抽样方法为n=2,r=1(n为样本数，r 为不通过判定数);

　　b ) B类不合格的监督质量水平为 P0=40%,检验水平为Ⅲ ,监督抽样方法为 n=2,r=3(n为样本数，r 为不通过判定数)。

　　10 . 3 . 4 质量判定方法

　　10 . 3 . 4 . 1 被检产品全部技术指标与性能达到技术要求时，判该批产品为合格。

　　10 . 3 . 4 . 2 被检产品无 A类不合格项，B类不合格数等于或小于 2 项时判该批产品为合格。

　　10 . 3 . 4 . 3 被检产品有 1 项 A类不合格或有 3 项及 3 项以上 B类不合格时，判该批产品为不合格。

　　GB/T 19 1 15 . 1—2018

　　10 . 3 . 5 重复检验与判定

　　10 . 3 . 5 . 1 对不合格项，如果可以用调整方式进行修复的，允许修复后再进行一次重复检验;

　　10 . 3 . 5 . 2 若重复检验项仍不合格，则判该批产品为不合格。

　　1 1 标志和使用说明书

　　1 1 . 1 标志

　　1 1 . 1 . 1 风光互补发电系统应有标志铭牌。 铭牌设置要求如下：

　　a) 将控制器、逆变器等组装在一个专用配电柜子中的机型，铭牌应设置在配电柜上易观查，不妨碍美观的合适部位;

　　b ) 没有配电柜的机型应在风光互补控制器外壳上设置铭牌。

　　1 1 . 1 . 2 系统铭牌应至少包括下列事项：

　　a) 产品型号、名称;

　　b ) 风力发电机组功率;

　　c) 光伏组件功率;

　　d) 系统直流电压;

　　e) 系统输出功率、电压、频率;

　　f) 系统组配生产企业名称;

　　g) 出厂编号(或批号)及出厂日期。

　　1 1 . 2 使用说明书

　　交付用户的使用说明书应包括部件使用说明书和系统使用说明书。

　　1 1 . 3 系统使用说明书

　　系统使用说明书的内容应包括：

　　a) 产品名称、型号、商标和生产制造企业名称;

　　b ) 系统正常状态下的供电能力，可选用的用电电器的技术参数;

　　c) 系统操作规程，操作注意事项，应注意防止的操作错误等事项;

　　d) 安全注意事项;

　　e) 维护与保养事项，简单故障判定与排除方法;

　　f) 质量保证期限，服务网点与联络方法。

　　1 1 . 4 其他

　　上述文件要以汉语和/或主要地方语文字印刷。

　　12 包装、运输、贮存

　　12 . 1 系统各部件应分别包装，可采用盒装或者箱装，并符合相应产品包装要求。

　　12 . 2 包装箱外应印刷或贴有“小心轻放”“怕湿”“向上”等标志。 运输标志应符合 GB/T 191 的规定。

　　12 . 3 包装箱内应有装箱清单、产品使用说明书、合格证、附件及有关随机文件。

　　12 . 4 系统在运输时，应符合各部件对运输所提出的要求，分别装卸、安放。

　　12 . 5 部件和系统的贮存，应符合相关的要求进行合理贮存。