《光伏电站光伏组件技术监督规程-终稿》

ICS

分类号：

备案号：NB

中华人民共和国能源行业标准

NB/TXXXX—XXXX

光伏发电站光伏组件技术监督规程

Technicalsupervisioncodeofphotovoltaicmodulesforphotovoltaicpowerstation

（征求意见稿）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

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I

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光伏发电站光伏组件技术监督规程

1范围

本标准规定了光伏发电站光伏组件技术监督的项目、内容及相应的技术要求。

本标准适用于光伏发电站的技术监督。

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/T6495.1光伏器件第1部分:光伏电流-电压特性的测量

GB/T6495.4晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法

GB/T6495.9光伏器件第9部分:太阳模拟器性能要求

GB/T9535地面用晶体硅光伏组件—设计鉴定和定型

GB/T18210晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量

GB/T18479地面用光伏（PV）发电系统概述和导则

GB/T18911地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型

GB/T18912光伏组件盐雾腐蚀试验

GB/T19394光伏（PV）组件紫外试验

GB/T20047.1光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：结构要求

GB/T20513光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则

GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定

GB35469光伏发电站安全规程

GB/T50065交流电气装置的接地设计规范

GB50794光伏发电站施工规范

GB/T50795光伏发电工程施工组织设计规范

GB/T50796光伏发电工程验收规范

GB50797光伏发电站设计规范

GB/TXXXX光伏发电站运行规程

NB/TXXXX光伏发电站技术监督导则

3总则

3.1光伏发电站组件技术监督的原则、内容、组织机构设置及管理要求应符合NB/TXXXX（《光伏

发电站技术监督导则》）的规定。

3.2光伏发电站光伏组件的技术监督内容包括：

a）组件原材料的选用是否符合设计标准要求；

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b）组件功率输出特性、部件的安全特性是否满足设计要求；

c）组件的在不同阶段的质量状态、运行状态是否正常；

d）组件的安装质量是否满足技术规范要求；

e）组件的检修过程、检测质量是否满足技术规范要求。

3.3光伏发电站光伏组件的技术监督阶段包括：

a）选型监督；

b）安装与调试监督；

c）运行监督；

d）检修维护监督。

3.4应至少每年开展一次光伏发电站光伏组件的技术监督、评价工作。

4选型监督

4.1地面用晶体硅光伏组件产品的设计、定型应符合GB/T9535的要求。

4.2地面用薄膜光伏组件产品的设计、定型应符合GB/T18911的要求。

4.3光伏组件的选型应符合GB50797的要求。

4.4光伏组件产品宜具备以下技术资料：

a）组件产品的型式试验报告；

b）组件产品的功率输出特性、安全性能以及耐候性的试验报告，且地面用晶体硅光伏组件的试验

应满足GB/T9535的要求，地面用薄膜光伏组件产品的试验应满足GB/T18911的要求。组件抗盐雾、紫

外试验等耐候性试验应满足GB/T18912及GB/T19394的要求；

c）组件产品的合格证、质量体系认证证书；

d）组件产品的技术规格书、说明书；

e）组件产品部件物料清单。

4.5光伏组件产品应满足光伏电站区域环境温度、湿度等的使用要求。组件背板材料性能应满足在光

伏电站区域使用中的耐候性要求。

4.6光伏组件的选型应考虑组件参数与电站设计要求的一致性，包括：

a）组件的类型、尺寸以及规格应适应于电站的安装、运行环境；

b）组件的功率输出特性、光电转化效率、温度系数以及功率衰减特性应满足电站设计要求；

c）组件总装机容量的选择应与电站发电系统的设计要求有较好的匹配性。

5安装与调试监督

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5.1安装监督

5.1.1光伏组件安装前应对以下情况进行检查，并形成检查记录：

a）光伏组件的规格、型号、数量应满足设计要求，且应有齐全的验收交接记录；

b）光伏组件的原包装不应破损、倾斜，运输手段应满足保护组件产品的要求；

c）应抽样检查光伏组件外观质量，组件外观不应存在GB/T9535及GB/T18911中描述的严重外观

缺陷；

d）应通过致发光（EL）检测，抽样检查光伏组件的电池片内部质量，抽样组件不应存在电池片隐

裂、损伤及其他质量缺陷。

5.1.2应检查光伏组件的安装过程是否符合相关技术要求、检查施工人员的安装作业是否满足施工规

范，且应形成检查记录，对施工不规范情况应该有纠正措施记录与纠正效果记录。

5.1.3组件的安装验收质量应符合GB50794、GB/T50795和GB/T50796的要求。

5.1.4光伏组件安装完成后，应检查组件金属边框是否做等电位联结并与接地网可靠连接。

5.1.5光伏组件安装完成后，应抽样进行已安装组件的电致发光（EL）检测与外观检查，检测并记录

安装后组件存在的隐裂、碎裂、背板破损、机械性破损等缺陷。

5.2调试监督

5.2.1光伏组件（组串）调试前应具备下列条件：

a）所有光伏组件按照设计文件规定的数量组串连接；

b）汇流箱或组串式逆变器内各回路电缆接引完毕且标识清晰、准确；

c）汇流箱或组串式逆变器内的熔断器或开关应在断开位置；

d）汇流箱或组串式逆变器内内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。

5.2.2光伏组件（组串）的调试工作应满足GB/T35694、GB50794和GB/T50796的要求。

5.2.3光伏组件（组串）的调试工作应满足GB35469的安全要求，包括不应触摸光伏组件（串）的

金属带电部位；不应在雨中进行光伏组件的连线工作；在光伏组件有电流输出时，禁止带电直接插拔直

流侧光伏电缆的接插头等。

5.2.4应对光伏组件（组串）的下列性能或状态开展调试工作，并形成调试报告与记录：

a）光伏组件（组串）的电性能，包括开路电压、短路电流以及工作电流、电压的一致性；

b）光伏组件（组串）的绝缘与接地安全性；

c）光伏组件（组串）间的连接线插接是否紧固可靠。

5.2.5调试结果应满足以下要求：

a）光伏组件串的极性、开路电压、短路电流、电缆温度等应符合现行国家标准GB50794的有关规

定，测试条件宜在GB50794所推荐的太阳辐照度高于或等于700W/m2的条件下进行；

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b）光伏组件绝缘电阻不应小于40MΩ·m2/光伏组件面积。最大系统电压为1000V的光伏组件，测

试电压应为3000V；最大系统电压为1500V的光伏组件，测试电压应为4000V（IEC61215）；

c）光伏组件的接地电阻值应满足GB/T50065的要求。

6运行监督

6.1光伏组件的运行巡检内容主要包括：

a）每3个月进行一次光伏组件的外观状态巡检；

b）每3个月进行一次光伏组件的电流-电压特性抽样检测。在辐照度大于700W/m2条件下，使用便

携式I-V特性测试仪或万用表，测量光伏组件的运行电压、电流；

c）每3个月进行一次光伏组件的绝缘电阻及接地电阻抽样巡检；

d）每6个月进行一次光伏组件红外热成像巡检，使用手持式红外热成像仪或无人机巡检系统检测光

伏场区内的全部或部分阵列；

e）每1年进行一次光伏组件电致发光（EL）检测，排查组件隐裂、碎片以及电势诱导衰减（PID）

现象；

f）根据外观检查发现的组件表面清洁度及杂草遮挡情况，结合电站运行数据分析灰尘遮挡损失率，

适时开展组件的清洗和除草工作。光伏组件的清洗及电站除草工作应规划合理周期并根据电站实际情况

划分区域开展。遇有风沙、大雪、冰雹等情况，应及时清扫光伏组件表面。清扫光伏组件时，不应采用

腐蚀性溶剂冲洗或用硬物擦拭。

g）定期开展组件与支架间连接牢固性检查。

6.2遇以下特殊情况时，应开展应急巡检：

a）光伏组件新投运及大修后；

b）光伏组件经检修、改造或长期停用后重新投入系统运行，应开展巡检；

c）高温、高峰负荷时。

d)台风、大风天气时，重点检查光伏组件是否与支架连接牢固、导线摆动情况及有无挂杂物、接

近、扭伤及断股；

e）冰雹天气时，重点检查光伏组件表面是否有损坏等情况。

f）雷、雨、雾天原则上不得进行室外巡视，必须巡视时应穿绝缘靴，并保持安全距离。

6.3应检查光伏发电站运行工作的巡检计划、巡检记录以及故障记录，资料应齐全、规范，形成闭环

管理。

6.4应检查光伏发电站的巡检工作是否满足GB/TXXXX光伏发电站运行规程的要求。

6.5应检查光伏发电站的巡检工作是否满足GB35469的安全要求。

6.6应检查光伏发电站的组件清洗、杂草植被清理计划与执行记录是否齐全，清洗与植被清理效果应

满足光伏组件正常运行的要求。

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7检修维护监督

7.1光伏发电站光伏组件的检修及维护工作，应满足GB35469的相关安全要求。

7.2光伏组件发生下表所列得故障情况时，应采取相应检修维护措施：

序号故障情况处理方法

1组件表面玻璃松动或碎裂应更换新组件

组件与支架间连接不牢固或从支

2应重新安装、固定组件

架上脱落

3组件边框撕裂

4组件表面热斑

应更换新组件

5组件破损

6组件背板碎裂

7组件接线盒烧毁应更换接线盒或更换新组件

8组件背板焦灼

应进行EL、绝缘电阻检测，若组件发电性能、

组件I-V曲线异常或STC开路电安全性能正常，应标记并观察；若发电性能或

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压异常安全性能异常，应更换新组件。

10组件接地电阻异常应按GB50794的要求重新进行接地安装

存在与组件边缘或任何电路之间

11应更换新组件

形成连通通道的气泡

应进行I-V、EL、绝缘电阻检测，若组件发电性

组件背板存在黄变、水解、粉化、

12能、安全性能正常，应标记并观察；若发电性

鼓包等异常

能或安全性能异常，应更换新组件。

组件接线盒引出线外部绝缘层的

13应更换引出线

老化脱落或绝缘失效

14组件绝缘电阻不符合要求应更换新组件

7.3光伏组件无法正常使用时，应及时进行检修或更换：

a）检修方法应符合GB35469及相关检修规程的要求，采用的部件或材料应满足设计技术要求、运

行环境条件、电性能参数的要求；

b）若需更换光伏组件，在更换组件前应确认新组件的电性能参数与组串中的其他组件相匹配，宜

采用同品牌、型号、电流档位的组件；

c）大规模更换组件后，应对新组件的选型、安装、调试进行再监督，并加强运行监督。

7.4应检查光伏发电站检修维护工作的计划、过程记录以及检修效果复核记录，资料应齐全、规范，

形成闭环管理。

7.5应检查光伏发电站检修维护工作中，更换、报废组件的设备台账，更换前后的组件数量应一致，

宜采用相同产品。

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7.6对检修过程中需进行试验检测的组件，应有试验检测报告或记录，并应在检修完成后对检修完毕

或新更换的组件重新进行试验检测，检测结果应满足组件运行要求以及设计要求。

7.7应定期开展光伏组件功率衰减情况的监督，周期为每年一次。对光伏组件进行实验室标准测试条

件下的性能检测，检测应符合GBT9535以及GB/T18911的要求，检测采用的太阳模拟器设备应符合

GB/T6495.9的要求，太阳模拟器的辐照稳定度、均匀度及光谱匹配性等级应不低于AAA级。将光伏组

件当前标准测试条件下的最大功率值与光伏组件标称功率值进行比较和分析，功率衰减应满足组件采购

合同、技术协议或其他约束性文件的要求。

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附录A

（资料性附录）

光伏组件监督项目

序号监督项目监督时间监督标准

选型阶段

1组件尺寸规格与设计资料的一致性出厂前

组件功率输出特性及耐候性等级与设计资料的

2出厂前

一致性

3组件生产商资质出厂前资质齐全、有效

4组件监造方资质出厂前资质齐全、有效

5组件原材料的合格证及质量检测报告出厂前资料齐全、有效

6组件生产的设计及技术工艺资料出厂前资料齐全、有效

7组件性能及安全性的检测及认证报告出厂前认证及检测报告真实、有效

安装调试阶段

不应存在影响组件机械完整

1组件外观安装前

性的损伤

不应存在组件电池片隐裂、

2组件电池片完好性安装前

碎片等缺陷

安装倾斜角偏差不超过±

1°；相邻光伏组件边缘高差

3安装偏差监督完成安装后

小于2mm；同组光伏组件边缘

高差小于5mm

组件外观应完好，且不应存

4安装质量监督完成安装后在组件电池片隐裂、碎片等

缺陷

组件最小绝缘电阻不小于

5组件绝缘及接地电阻完成安装后40MΩ/组件面积；接地电阻

应不大于4Ω

组串间的开路电压偏差不应

6组串电性能一致性完成安装后大于2%；电流偏差不应大于

5%。

运行及检修维护阶段

不应存在影响组件机械完整

性的损伤；不应存在异物遮

1组件外观每3个月

挡；不应存在背板或接线盒

鼓包或焦灼；

参考《光伏组件红外热成像

2组件红外热斑每3个月

（TIS）检测技术规范》

参考《光伏组件电致发光

3组件电致发光（EL）每1年

（EL）检测技术规范》

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序号监督项目监督时间监督标准

4绝缘电阻每1年

5接地电阻每1年