光伏系统 测试、文件和维护要求 第1部分：并网光伏系统的文件、试运行测试和检验 征求意见稿

1GB/TXXXX—202X光伏系统测试、文件和维护要求-第1部分：并网光伏系统的文件、试运行测试和检验本文件规定了提供给安装并网光伏系统用户的信息和文件要求。还描述了调试测试、检查标准和文件，用来验证系统的安装是否安全以及操作正确与否。本标准也可用于定期复查。本文件适用于并网光伏系统，该系统不包括储能系统（如电池）或混合系统。本文件为并网光伏系统的设计商和安装商提供了交付给用户的有效文件模板。本文件通过详细的预期试运行测试和检验标准，旨在协助并网光伏系统安装后的验证/检验，以及后续的再检验，维护或改造。本文件为不同光伏系统规定了不同的试验规则以确保适用于所讨论的系统的规模，类型和复杂性。），2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。IEC60364-6低压电器装置—第6部分：检验IEC62548-1:2023光伏阵列—第1部分：设计要求IEC61730（所有部分）光伏组件安全认证GB/T18216（所有部分）交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全—测试，测量和监测防护措施的设备[IEC61557（所有部分）]GB4793（所有部分）测量、控制和实验室用电力设备的安全要求[IEC61010（所有部分）]IEC60891:2009,光伏器件I-V特性的温度和辐照度修正规程3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1交流组件ACmodule具有集成逆变器的光伏组件，其电力终端仅为交流。3.2电缆型号cabletype描述电缆的额定值和匹配度，由特定用途和使用环境决定。3.3数据表datasheet产品的基本描述和规格说明。注：通常一到两页。不是完整的产品说明册。3.4检查inspection通过感官检查电气装置，以确保电气装置的正确选择和合理安装。3.5逆变器inverter2GB/TXXXX—202X将直流电转变为单相或多相交流电的电能转换器。3.6微型逆变器microinverter专为连接一至两片光伏组件设计的小型逆变器。注：微型逆变器通常直接连接在组件（组件在工厂已），3.7集成电子模块moduleintegratedelectronics安装在光伏组件上用于提供控制、监测和能量转换功能的所有电子设备。注：集成电子模块可能在工厂安装或现场组装。3.8光伏方阵PVarray光伏组件、光伏组串或光伏子阵内部电气连接集合。3.9光伏电池PVcell具有光伏效应的最基本元件，如：将辐射能通过直接、非热能转变为电能。3.10光伏组件PVmodule光伏电池经内部电气连接形成最小的、不可分割的、拥有环境保护措施的集合。3.11光伏组串PVstring一个或多个光伏组件串联形成的电路。3.12光伏组串汇流箱PVstringcombinerbox连接多个光伏组串的接线箱，通常也包含过流保护装置、电子器件和/或隔离开关。3.13最大过载电流IMOD_MAX_OCPR光伏组件的最大过流保护等级，由IEC61730-2而定。注：通常由组件制造商根据串联熔断器限值决定。3.14报告reporting对检查和测试结果的记录。3.15测试testing通过仪器对电气装置实施测量，证明其有效性。注：上述确定值是通过合适的测量仪器所测得，而不是通过检查可得的。3.16核查verification用于检查电气装置是否符合相关标准的所有措施。注：包含检查、测试和报告。3.17组串线束stringwiringharness预制线缆组件，汇聚多个光伏组串输出端的一条主线缆。3.18光伏子阵线束HarnessSubArray（HSA）将多个光伏组串并联连接的串式线束。注1：在本文档中，光伏子阵线束应当保证总I不大于30A，并且汇总的光伏组串不超过10个。3GB/TXXXX—202X4系统文件要求4.1概述第4章列出了要求提供并网光伏系统安装的基本文件，以确保用户、检查人员和运维工程师可方便获取系统关键数据。这些文件包括系统基本数据以及在操作手册和运维手册中提供的信息。4.2系统数据4.2.1系统基本信息应提供下列系统基本信息。且这些“铭牌”信息应呈现在系统文件包的封面。a)项目参考编号（适用时）；b)系统额定（铭牌）功率（kWDC或kVAAC）；c)光伏组件和逆变器信息，包括制造商，型号和数量；d)安装日期；e)试运行日期；f)用户名称；g)项目地址。4.2.2系统设计商信息所有系统设计责任方至少需要提供下列信息。如系统设计由多家公司参与，所有公司另需注明各自在项目中的职责描述。a)系统设计商，公司；b)系统设计商，联系人；c)系统设计商，通讯地址，电话号码和邮箱地址。4.2.3系统安装商信息所有系统安装责任方至少需要提供下列信息。如系统安装由多家公司参与，所有公司另需注明各自在项目中的职责描述。a)系统安装商，公司；b)系统安装商，联系人；c)系统安装商，通讯地址，电话号码和邮箱地址。4.3接线图4.3.1概述基本文件应提供单线接线图。接线图应包含的信息详见4.3.2至4.3.6。通常这些信息会作为单线接线图的注释出现。某些情况下，特别是对于大规模系统而言，接线图的尺寸是有限的，上述信息要用表格形式表现出来。4GB/TXXXX—202X4.3.2方阵-通用规格接线图或系统说明书应包含以下光伏方阵设计信息。a)组件型号；b)组件总数；c)组串数量；d)每个组串上的组件数量；e)说明哪个组串连接到哪个逆变器。如果一个方阵分为多个子阵列，接线图应展示出方阵和子阵列的设计，每个子阵列均包含以上所有信息。4.3.3光伏组串信息接线图或系统说明书应包含以下光伏组串信息。a)组串电缆规格，包括尺寸和型号；b)组串过流保护装置参数（如果安装包括型号和额定电流/电压；c)隔离二极管型号（如果相关）。4.3.4方阵电气参数接线图或系统说明书应包含以下方阵电气信息。a)方阵主电缆规格，包括尺寸和型号；b)方阵接线箱/汇流箱位置；c)直流隔离开关，位置和额定值（电压/电流）；d)过流保护装置型号、位置和额定值（电压/电流）；e)其他方阵电子保护电路（如电弧故障检测），如果存在，包括型号、位置和额定数据。4.3.5交流系统接线图或系统说明书应包含以下交流系统信息。a)交流隔离器的位置、型号和额定数据；b)交流过流保护器的位置、型号和额定数据；c)漏电保护器的位置、型号和额定数据（如需安装）。4.3.6接地和过压保护接线图或系统说明书应包含以下接地和过压保护信息。a)所有接地/连接导线的详细信息—尺寸和型号，包括阵列框架之间等电位连接电缆的细节资料（如果存在）；b)所有与防雷系统连线的详细信息。c)所有已安装的过载保护装置详细信息（包括交流端和直流端），包括位置，型号和额定功率。4.4组串布局5GB/TXXXX—202X对于拥有三个及以上组串的系统，应提供光伏系统布局图，展示出方阵如何分解、组串如何相互连接。注：这对于庞大的系统和安装在建筑上（不容易靠近组件背面）的方阵而言4.5数据表单至少应提供下列系统部件的数据表。a)系统所有型号组件数据表—对应于IEC61730-1的要求；b)系统所有型号逆变器数据表。其它重要的系统部件也应考虑提供数据表。4.6机械结构设计信息方阵支架系统应提供数据表。如果支架结构是定制设计的，还应提供相关文件。4.7应急系统所有与光伏系统相关的应急系统文件（包括火灾报警，烟雾报警器等这些信息应包含操作和设计的详细信息。4.8运行和维护信息应提供下列运行和维护信息。a)验证系统正确运行程序；b)系统故障核查清单；c)紧急关闭/隔离程序；d)维护和清洁的建议（机械，土木及电气，如有）；e)未来任何与光伏阵列相关建筑工程的考虑（例如：屋顶工程）；f)光伏组件和逆变器的质保文件，包括质保开始日期和质保期；g)所有适用的工艺或气密性、水密性质保文件。4.9测试结果和试运行数据应提供所有测试和试运行数据的副本。作为最低要求，这些副本应包括第5至9章进行的核查试验结果（表格模板见附录A至C）。5核查5.1概述第5章提供了对并网光伏系统电气装置的核查要求，包括首次核查和定期核查。该条款适当参考了IEC60364-6，并详细描述了附加要求和注意事项。大多数并网光伏系统应按照IEC60364-6进行核查，该标准提供了所有电器装置关于首次核查和定期核查的要求。在系统安装期间、安装完成后以及交付客户使用前，每个子系统的装置和部件都应依据IEC60364-6进行核查，直到系统合理可行。首次核查应包含相关标准与满足IEC60364-6要求的比较结果。如需添加或变更现有设备，应验证是否符合IEC60364的要求，并且不损害现有设备的安全。首次核查和定期核查都应由专业的、能胜任核查工作的人员完成。6GB/TXXXX—202X首次核查应在新设备安装后或在现有设备完成扩建或改造后进行。定期核查应在合理可行的情况下，确定装置及其所有组成设备是否仍处于可使用的状态。光伏系统两次核查的时间间隔不应超过与其相关的交流系统的要求。注2：在某些国家中，两次核查的时间间5.2检查5.2.1概述检查应在测试前进行，并通常在装置通电之前完成。检查应符合IEC60364-6的要求。如果安装完成后不易靠近线路，那么接线检查工作应在安装之前进行。针对并网光伏系统，检查应包括以下几个项目。5.2.2直流系统-概述直流装置的检查应至少包括核实下列内容：a)直流系统按照IEC60364和IEC62548-1:2023的要求完成设计、指定和安装；b)光伏方阵最大电压与方阵位置相匹配（IEC62548-1:2023和地方法规可能规定高于某一电压值的装置只能放置于指定的位置）；c)所有选定并搭建完成的系统部件和支架结构，可抵挡预期的外界影响，如风，雪，温度变化和腐蚀；d)屋顶设备和电缆引入线具有防水功能（适用时）5.2.3直流系统-防触电保护直流装置的检查应至少包括核实防触电保措施：a)提供超低压保护措施（安全超低压(SELV)/保护超低压(PELV)）—是/否b)直流侧采用二级保护或者等效绝缘保护—是/否c)已指定并安装好的光伏组串和方阵的电缆尽可能降低接地故障和短路风险，典型代表是使用具有保护和加强保护的电缆（也称为双重绝缘）—是/否。5.2.4直流系统-防绝缘故障影响保护直流装置的检查应至少包含核查防绝缘故障影响的保护措施，包含下列内容：a)逆变器内部或交流侧具有电气隔离措施—是/否；b)所有直流导线的接地功能—是/否；合理布置电气隔离和接地功能是必备的知识，以此判断防绝缘故障影响保护措施是否到位。c)安装光伏方阵接地绝缘电阻探测和报警系统—根据IEC62548-1:2023；d)安装光伏方阵接地漏电监控探测和报警系统—根据IEC62548-1:2023。5.2.5直流系统-过电流保护检查直流设备应至少包括核查直流电路中过电流保护措施：7GB/TXXXX—202Xa)对于未安装组串过电流保护装置的系统，进行下列核查：1)IMOD_MAX_OCPR（组件串联保险丝的最大额定值）大于可能出现的反向电流；2)组串线缆的尺寸规格可承受组串并联后的最大故障电流。注：光伏方阵反向电流的计算参见IEC62548-1:2023。b)对于安装有组串过电流保护装置的系统，进行下列核查：1)组串过电流保护装置的安装满足IEC62548-1:2023规定的要求。c)对于具有方阵/子方阵过电流保护装置的系统，进行下列核查：1)过电流保护装置的安装满足IEC62548-1:2023规定的要求。还应核查系统逆变器可能产生的进入光伏方阵的直流反灌电流。应确认任何反灌电流低于组件的最大保险丝额定值和线缆的额定电流值。5.2.6直流系统-接地保护和等电位布局检查直流设备应至少包括核查以下内容：a)光伏系统直流导线具备接地功能，接地功能的连接方式满足IEC62548-1:2023的要求；b)光伏系统直流侧直接接地，接地故障断路器满足IEC62548-1:2023的要求；c)方阵支架的等电位布局的安装满足IEC62548-1:2023要求；d)安装的保护接地和/或等电位连接导体要平行排列并且和直流电缆捆绑在一起。5.2.7直流系统-防雷击和过压保护检查直流设备应至少包括核查以下内容：a)使闪电引发的电压降到最低，且封闭线圈区域的电压尽量维持在最小值；b)长电缆的保护措施（例如：屏蔽或使用电涌保护器，SPDs）；c)电涌保护器的安装满足IEC62548-1:2023要求。5.2.8直流系统-电气设备的选择和搭建检查直流设备应至少包括核查以下内容：a)光伏组件的额定值满足直流系统可能产生的最大电压；b)所有直流系统部件的额定值确保在IEC62548-1:2023中规定的最大系统电压和电流值下持续运行；c)已选定和安装的接线系统可抵挡预期的外部环境影响，例如风、结冰、温度、紫外线和太阳辐照；d)光伏阵列的组串和子阵按照IEC62548-1:2023的要求提供了隔离或者隔离开关；e)逆变器直流侧按照IEC62548-1:2023的要求安装了直流隔离开关；8GB/TXXXX—202Xf)如果安装了隔离二极管，其方向电压额定值应至少为所在光伏组串开路电压(Voc,stc)的2倍（查阅IEC62548-1:2023）；g)配置在一起的插头和插座应是同一家制造商的同一类型，并满足IEC62548-1:2023的要求。5.2.9交流系统检查光伏系统应至少包括核查以下内容：a)逆变器交流侧提供隔离手段；b)所有的隔离和开关设备都已连接以确保光伏设备连接在“负载(load)”侧，公用电网连接在“电源(source)”侧；c)逆变器的运行参数按照当地规范进行设定；d)如在交流线路中安装RCD（剩余电流装置）为逆变器供电，应当根据IEC62548-1:2023的要求选定RCD的型号。5.2.10标签和标识检查光伏系统应至少包括核查下列内容：a)所有的电路、保护设备、开关和接线端均按照IEC60364和IEC62548-1:2023的要求贴上合适的标签；b)所有的直流接线箱（光伏发电器和方阵箱）都贴了表明接线箱内有来自光伏方阵的的带电部件，并且断开光伏逆变器和公共电网后仍可带电的警示标签；c)交流侧的隔离方式是清晰标识的；d)并网点安装双电源警示标识；e)现场展示单线接线图；f)现场展示安装商的详细资料；g)现场展示关闭程序；h)现场展示应急程序（如果适用）；i)所有的标记和标签都合理粘贴并且经久耐用。5.3测试5.3.1概述电气安装测试应根据IEC60364-6进行。应根据GB/T18216和GB4793标准的相关部分选择测试和监控的设备和方法。如果使用其他测试设备，这些设备需具有同级别的测试性能和安全性能。这些标准提供的测试方法可考虑作为参考方法；不排除使用能得出同样的有效结果的其他方式。每次测试应按照本标准第6章所描述的进行。所有相关的测试应按照顺序表依次实施。如果某次测试发现了故障，那么在该故障纠正后，应重新进行之前所有的测试，以防该故障影响了之前的测试结果。9GB/TXXXX—202X如果任意一个测试的结果不满足规范要求，该测试和其之前的所有测试都应重复，以免影响测试结5.3.2试验规则和附加试验这些试验规则适用于在规模、类型、位置和复杂度与其相匹配的太阳能光伏系统。本标准定义了两个试验规则和其他一些允许执行的附加试验。a)1类试验—基本要求—应用于所有系统的一套标准试验；b)2类试验—扩展试验—假设所有的1类测试已经完成；c)附加试验—在某些情况下被允许执行的其他试验。5.3.3光伏系统电子器件模块的试验规则对于由交流组件、功率优化器或其他任何形式的电子器件模块构成的系统，应根据表1确定正确的试验规则。表1—对系统电子器件模块试验规则的修正系统标准试验规则的修正交流组件·无需进行直流测试或检查工作微型逆变器无需现场布线（所有连接都使用组件和逆变器的引线）·无需进行直流电路测试微型逆变器需现场布线集成电子模块·若允许，遵循标准试验规则·与制造商商议确定所有测试的限制条件（例如：绝缘电阻测试）·与制造商商议确定测试通过/不通过标准（例如：预期的开路电压）由于不同电子器件模块水平的可用设备的多样性，因此不可能明确可以安全进行的测试，也不可能详述测试的预期结果。带有任何形式的电子器件模块（例如功率优化器）的所有系统在试运行前应与制造商进行商议探讨。注：这些系统中在通常状况下不可能进行I-V曲线测试和电致发光检测。组件级数据反而可用于查找组件级的性能5.3.41类试验规则-所有系统1类试验规则是不论系统的规格、型号、位置和复杂程度如何，1类测试规则都适用的最基本测试项系统测试包括光伏系统的直流侧和交流侧，通常先进行交流侧的测试。在一些情况下，交流侧测试实际上可能只能在项目的后期进行，并且可能会安排在直流端测试阶段之后。如有必要，一些直流侧的功能性测试（例如：确保逆变器正常运行）需推迟至交流侧测试完成。所有系统应遵循下列试验规则：交流侧按照IEC60364-6的要求测试所有的交流电路。直流侧GB/TXXXX—202X组成光伏方阵的直流电路应进行下列测试项目：a)接地保护和/或等电位连接导体的连续性试验；b)极性试验；c)汇流箱试验；d)组串或光伏子阵线束（HSA）开路电压试验；e)组串或光伏子阵线束（HSA）短路电流试验；f)功能性试验；g)直流电路的绝缘电阻。出于安全和防止损坏连接设备的目的，极性试验和汇流箱试验必须在任何组串连接前进行。I-V曲线试验（按照第6章所述）对于获得组串开路电压(Voc)和短路电流(Isc)的一种可行代替方法。若已进行I-V曲线试验，不应该再分别进行Voc和Isc测试--I-V曲线试验在1类试验规则的适当阶段进行。5.3.52类试验规则2类试验规则包括了附加测试，适用于更大规模、更复杂系统的测试。展开额外的2类试验前，所有1类试验应已经完成并通过。除了1类试验，还可进行以下试验：a)组串或光伏子阵线束（HSA）I-V曲线试验；b)红外（IR）检查。如1类试验中所述，I-V曲线试验也提供了一种获得Voc和Isc的可行方法。注1：在某些情况下，可能只选择进行一种或部分的2类试验，例如客户希注2：在某些情况下，2类试验可能仅需对系统以一个比例选样进行测5.3.6附加试验除1类和2类试验规则中所描述的整套标准试验项目外，可能在某些情况下会执行其它试验。这些试验可能是因为客户的特殊要求，或作为一种由于其它试验或者异常操作导致的无法被标准试验确认的故障的检测手段。a)对地电压—电阻接地系统；该试验用来评估采用高阻抗（电阻）接地的系统。具体步骤见8.1b)隔离二极管试验；隔离二极管在开路和短路状态下都会失效，对安装了隔离二极管的装置来说，该试验是非常重要的，具体步骤见8.2c)湿绝缘试验；湿绝缘测试主要用作为寻找故障工作的一部分：适用于当标准（干燥）绝缘测试的结果有问题或者怀疑由于安装或制造缺陷产生绝缘故障。具体步骤见8.3d)遮挡评估GB/TXXXX—202X当检查一个新的光伏系统时，核查竣工后的遮挡情况可作为一项有用的记录。像本标准里所描述的电气测量一样，遮挡评估提供了一条与未来因遮挡环境变化相比较的基准线。遮挡记录也可用于去核实体现在已竣工系统在系统设计时的遮挡设想。遮挡记录对于签订性能担保或其它类似性能合约的项目也是尤其有用的。具体步骤见8.4。6试验程序-1类试验6.1保护接地和等电位连接导体的连续性试验保护接地和/或等电位连接导体安装在直流侧，例如方案支架的连接，所有类似等电位连接导体都应进行电气连续性试验。主要接地端字的连接性也宜进行核实。6.2极性试验所有直流电缆的极性应使用合适的测试仪器进行核实。一旦确认电缆的极性，应检查电缆并确保被正确识别，并正确连接至系统设备，如开关设备或逆变器。6.3光伏组串汇流箱试验有时候光伏组串汇流箱内的一个组串的极性反接很容易被忽略。一串反接组串导致的后果尤其在有多个互连汇流箱的大型系统会是显著的。汇流箱试验的目的是确保汇流箱内部所有互连组串的极性正确。光伏组串的极性可在正极和负极之间用数字万用表测量，或在一个极性（正极或负极）和地面之间进行测试，并检查所有测量值是否一致为正或负。有时在检查大量电路时，“-”符号的显示可能容易被忽略，因此也可使用以下替代方法，此方法仅宜适用于测试仪表的量程至少达到2倍开路电压。试验步骤如下，并且应在首次接入组串保险丝/连接器之前执行：a)选择量程至少是2倍最大系统电压的电压表；b)插入所有的负极保险丝/连接器，使得组串共用一根负母线；c)禁止插入任何正极保险丝/连接器；d)测量第一个组串的正极与负极间的开路电压，并确保其符合期望值；e)一根导线放置在第一个被测试组串的正极，将另一根导线放在下一个组件的正极。因这两个组串共用一个公共负极，电压测量值应近零，可接受的误差范围是±15V；f)继续测量后续组串，使用第一个正极电路作为仪表的公共端；g)如果存在极性反接是很明显的——测量电压将为2倍系统电压。6.4光伏组串-开路电压测量1类试验序列中测量开路电压(Voc)的目的是检测组串接线的正确性，尤其对于按照预期组件数量串联的组串。组串缺少互连或组串内误接错误的组件数量是相对常见的错误，尤其是对于大型系统而言。开路电压的测量可以迅速识别此类故障。注：电压明显低于预期值可能存在一块或多块组件的极性连接错误，因绝缘性不良导致的损坏和/或在管道或接线箱的水汽凝结引发的一个或多个旁路二极管短路的故障。电压读数过高通每个光伏组串的开路电压应使用合适的测量仪器测量。并且该试验应在闭合所有开关或插入组串过流保护装置（如需安装）之前进行。GB/TXXXX—202X组串开路电压的读数应按照以下任意方法对结果进行评估以确保它符合期望值（通常在5%内）：a)和来自组件数据表的期望值，或者和一个详细的考虑到组件型号、数量和组件电池温度的光伏模型相比较；b)测量单个组件的开路电压，然后用这个值计算组串的期望值（适用于稳定的辐照度条件）；c)对于具有多个相同规格组串且在稳定辐照度条件下的系统，可直接比较组串电压；d)对于具有多个相同规格组串且在不稳定辐照度条件下的系统，组串电压可使用多个测量表做比较，其中一个测量表放在参考组串。6.5光伏组串-电流测量6.5.1概述光伏组串的电流测量试验目的是确保系统的正确运行特征，并核实光伏方阵接线无重大错误。该试验不是用来测量组件/方阵的性能。两种试验方法均可行（短路电流试验和运行试验并且均可提供光伏组串正确运行的信息。如果允许，优先选择短路电流测试，因为这种测试方法可排除所有来自逆变器的影响。注：I-V曲线试验也独立于逆变器，且为执行这项试验提供了一种很好的代替6.5.2光伏组串-短路试验6.5.2.1概述6.5.2.1.1概况每个光伏组串或光伏子阵线束（HSA）的短路电流应使用合适的试验设备测量。接通/中断组串或光伏子阵线束（HSA）的短路电流是存在潜在危险的，应遵循合适的测试程序，例如6.5.2.2中所述的程序。应将测量值与相邻组串的值或计算出的预期值进行比较。通常，测量值应在预期值的±10%以内。如果差异>10%，则可以使用对阳光条件的目视评估来考虑电流读数的有效性；还应检查串是否存在任何明显问题，例如遮挡、损坏或安装缺陷。注：本文仅将使用辐照度计或目测评估阳光条件作为确定测量电流是否在预期范围内的手段。如6.5.1所述，短路电流测试旨在检测故障，而不是提供任何系统性能指标。系统性能测量被视为2类试验程序的一部分，最好通过执行I-V曲线测试来实现。6.5.2.1.2与计算值的比较预期值可从组件制造商的功率曲线中获得（选择适合测试时辐照条件的曲线或根据制造商的数据计算（将1000W/m2的电流修正至实测辐照度下的电流-另见IEC60891:2009）。测量值通常应在计算值的±10%范围内。6.5.2.1.3与相邻组串的比较对于具有多个相同规格组串的系统（组串中组件数量和型号相同可以相互比较各个组串的电流测量值。在稳定辐照度条件下，相同规格组串中的电流应相同（通常在平均组串电流的±10%以内）。对于不稳定辐照度条件，由于云层等原因，辐照度会快速变化，预期值之间和组串间的差异可能会超过10%。在这种情况下，可以采用以下方法：a)延迟测试时间。当辐照条件稳定时，可以再次对组串进行短路电流测试，或者按照6.5.3进行测试；GB/TXXXX—202Xb)使用多个测量表进行测试，其中一个测量表放在参考组串上。两个测量表同时进行读数，预计在彼此数值的±10%以内。6.5.2.2短路电流试验步骤确保所有的开关装置和断开装置是断开的，并且所有的光伏组串彼此隔离。被测组串应进行临时短路，可通过以下任一技术实现：a)使用具有短路电流测试功能的测试装置（例如：专业的光伏测试仪）；b)将短路电缆暂时连接到组串电路中的负荷开关装置；c)使用“短路开关测试箱”—一种可以临时接入电路从而实现可切换短路的额定负载断路器。这个测试装置应具有大于可能出现的短路电流和开路电压的量程。开关装置和/或短路导线用来组成短路，其额定值应大于可能出现的短路电流和开路电压。短路电流即可以使用合适的额定电流钳，线电流表或具有短路电流测试功能的测试器来测量。之后短路电流应用负荷开关装置中断，并且在所有连接改变之前确认电流已归零。6.5.3光伏组串-运行试验随着系统启动并进入正常运行模式（逆变器最大功率点跟踪应使用合适的钳形电流表放置在组串线缆上，或者使用集成到制造商组串汇流箱或逆变器上的电流表/电流互感器去测量每个光伏组串或或光伏子阵线束（HSA）的电流。应将测量值与6.5.2.1.3中相邻组串的值进行比较，或与6.5.2.1.2中计算出的预期值进行比较。对于不稳定辐照度的条件，下述方法可能适用：a)延迟测试；b)使用多个测量表进行测试，每个组串上用一个测量表；c)辐照度计上的读数可用于调整电流读数；d)可使用专业的光伏测试仪（带有辐照度测量）e)可进行I-V曲线测试。6.6功能性试验下列功能性测试应执行：a)应测试开关设备和其他控制设备的功能以确保正确运行、安装和连接的正确性；b)应测试光伏系统中的所有逆变器以确保正确运行，测试步骤应按照逆变器制造商规定。需要交流电的功能测试（例如：逆变器测试）应仅在系统交流侧已测试后进行。6.7光伏组串-绝缘电阻试验6.7.1概述与传统交流电路不同，光伏系统的直流电路在白天期间带电，在进行这项试验之前不能隔离。进行这项试验存在潜在的触电危险。因此在开始试验之前完全理解这些试验步骤是非常重要的。应遵循下列基本的安全措施：GB/TXXXX—202Xa)限制性进入工作区；b)进行绝缘试验时，禁止触摸并且采取措施防止其他人员接触任何金属表面；c)进行绝缘试验时，禁止触摸并且采取措施防止其他人员从后面接触组件/层压件或组件/层压件的端子；d)绝缘测试设备通电时，测试区域会有电压。设备应具备全自动放电功能；e)测试过程中应该穿戴合适的个人防护服/防护装备。如果测试结果有问题，或者怀疑由于安装问题或制造缺陷引起的绝缘故障，方阵湿绝测试可适用并可帮助确定故障的位置—相关试验步骤见8.3。电涌保护器或其它设备可能会影响核查测试，或者被损坏，因此在进行绝缘测试试验之前应暂时断开这些设备。6.7.2光伏组串绝缘电阻试验-试验方法试验的基本要求是应对每个光伏方阵或子阵（如适用）重复进行。如有需要，也可测试每个组串。试验方法1—测试方阵负极和地面之间，之后测试方阵正极和地面之间。试验方法2—测试地面和短路方阵的正负极之间。如果支架或结构接地，接地连接可以是任何适合的接地连接或方阵支架（如果采用方阵支架，需确保接触良好且整个金属边框连续性良好）对于支架没有接地的系统（例如，存在II级安装），调试工程师可选择两个试验：a)在方阵电缆和地线之间测试以及附加测试b)在方阵电缆和支架之间测试。对于没有可触及导电部分的阵列（例如：光伏屋顶瓦），试验应在电缆和建筑地线之间进行。如果采用试验方法2，为最小化电弧风险，方阵的正负极应采用安全的方式短接。典型的做法就是使用合适的短路开关盒。该装置由一个负载断路额定直流开关组成，当方阵电缆被安全连接到这样的装置后，该装置能安全接通和断开短路连接。试验步骤的设计应保证峰值电压不会超过组件、开关、避雷器或其他系统组件的额定值。6.7.3光伏组串绝缘电阻试验-试验步骤6.7.3.1概述在开始试验之前：a)严禁非授权人员进入；b)隔离光伏方阵与逆变器（典型做法是在方阵里加隔离开关）；并且c)断开在接线箱和汇流箱中任何可能影响绝缘测量（例如：过电压保护）的设备。如果使用方法2中的短路开关盒，在短路开关闭合前，方阵电缆应安全的连接到短路设备上。绝缘电阻测试设备应连接在地面和方阵电缆或者汇流母线之间—根据试验方法选择适用方法，在进行测试之前确保测试导线的安全。按照绝缘电阻测试装备的指南以确保测试电压符合表1，读数单位为兆欧。确保系统在拆除测试电缆和接触任何导电部件之前是断开的。GB/TXXXX—202X6.7.3.2绝缘电阻-10kWp及以下的光伏方阵对于10KWp及以下的光伏方阵，绝缘电阻应采用表2所示的电压进行测量。如果绝缘电阻值不低于表2所给出的参考值，表明这个结果是符合的。表2绝缘电阻值最小值—10KWp及以下的光伏方阵系统电压（VOC(stc)×1,25）测试电压绝缘电阻最小值MΩ＜1202500,5120～5005001500～10001>100016.7.3.3绝缘电阻-高于10kWp的光伏方阵对于高于10KWp的光伏方阵，应当遵循下列两个测试方法之一：方法A进行绝缘测试在：a)单个组串，或；b)联合组串。绝缘电阻应根据表2所示的电压进行测量，如果绝缘电阻值不低于表2所给出的参考值，表明这个结果是符合的。方法B方法B是一个可以对整个方阵（或子阵）进行测试的代替方案。方阵（或子阵）可能满足表2的要求；因此方法B提供了一种捷径（一开始就测试整个方阵）。当采用方法B未通过此测试时，才宜按照方法A对方阵的每个部分进行测试。绝缘电阻应根据表2所示的电压进行测量，如果绝缘电阻值不低于表2所给出的参考值，表明这个结果是符合的。如果测量结果低于表2给出的参考值，则应减少测试组串的数量对系统进行重测。7试验程序-2类试验7.1概述2类试验可用于系统所有部分或者抽样部分。7.2.1概述组串的I-V曲线试验可提供下列信息：a)组串的开路电压(Voc)和短路电流(Isc)测量值；b)最大功率电压(Vmpp)、电流(Impp)和最大功率(Pmpp)的测量值；GB/TXXXX—202Xc)方阵性能的测量值；d)组件/组串填充因子的测量值；e)识别组件/方阵的缺陷和遮挡问题。在进行I-V曲线试验之前，应检查I-V曲线测试设备，确保其测试范围适用于被测电路的额定电压和7.2.2I-V曲线测量-开路电压和短路电流I-V曲线测试为获取组串开路电压和短路电流提供了一种的合理的代替方法。如果进行I-V曲线测试，那么单独的开路电压和短路电流测试无需再进行--I-V曲线试验在1类试验规则的适当阶段进行。应隔离测试中的组串或光伏子阵线束（HSA），并连接I-V曲线测试仪。如果I-V曲线测试的目的只是为了获取开路电压和短路电流值，则无需进行辐照度的测量（或者电池温度）。7.2.3I-V曲线测量-方阵性能检查在给定合适的辐照度条件下，I-V曲线试验提供了一种测量光伏方阵是否满足额定(铭牌)性能的方法。光伏组串或光伏子阵线束（HSA）和方阵的性能测量应在方阵平面辐照度至少为400W/m2的稳定的辐照度条件下进行。注1：如果在辐照度太低或者倾角太大的条件下测试，结果可能不太理想。关于光伏系统性能的评估，请参阅IECTS注2：光伏组串或光伏子阵线束（HSA）的最大功率点电流和电压受辐照度和温度的直接影响，并受到I-V曲线形状变化的间接影响。通常I-V曲线形状的随着辐照度略有变化，且低于辐照度的临界水平后曲线形状急剧变化。具体变化的细节取决于光伏组件制造工艺和组件的衰减程度。不管表征组串性能（I-V曲线跟踪测试或者单独测量电压和电I-V曲线试验遵循以下步骤：a)确保系统处于关机状态且没有电流；b)隔离被测线路，并与I-V曲线测试仪连接；c)测试仪应安装被测组件的特性、型号和数量进行设置；d)与I-V曲线测试仪配套的辐照度计应被正确安装，使其与方阵平面共平面，并确保辐照度计不受遮挡和反射光（环境）的影响。如果使用参考电池器件，应确保该电池与被测方阵拥有同样的电池工艺，或者适当的工艺修正；e)若I-V曲线测试仪采用了电池温度探头，该探头应被牢固在组件背面并在接近组件中心的电池片中心位置上。当利用I-V曲线测试仪进行温度修正计算时，应检查并确保正确的组件特性参数输入至I-V曲线测试仪，并且组串的开路电压在合理范围内；f)测试前应检查辐照度水平并确保方阵平面上的辐照度大于400W/m2。测试完成后，测得的最大功率值应与被测方阵额定（铭牌）值相比较。测量值应在被测组件的标准功率偏差范围内（同时考虑I-V曲线测试仪的准确性）。7.2.4I-V曲线测量-组件/方阵缺陷或遮挡问题的识别I-V曲线的形状可提供关于光伏方阵的一些重要信息，包括可能识别出下列瑕疵：GB/TXXXX—202Xa)损坏的电池/组件；b)短路的旁路二极管；c)局部阴影；d)组件失配；e)在电池/组件/方阵中存在并联电阻；f)串联电阻过大。如果测试I-V曲线的目的是验证不存在因失配导致的阶梯或缺口，测量可能是在低辐照度下和大于性能测试要求的入射角下进行的。对于大多数曲线形状测试，辐照度应大于100W/m2。然后在较低的辐照度水平下也可能获得有用的数据。如果在辐照度低于100W/m2下发现形状缺陷，潜在的缺陷可能值得调查，也应在辐照度大于100W/m2时重新测试。在记录一条I-V曲线时，应对其形状与预期曲线之间的所有偏差进行分析。应当额外注意I-V曲线的偏差，因为这会识别出光伏方阵中其它未被检出的显著缺陷。I-V曲线的偏差分析信息见附录D。对有着多个相同规格组串并在稳定辐照度条件下的系统，应比较每个组串的曲线（重叠对比），曲线应该是相同的（在稳定的辐照度和温度条件下，最大值和最小值之间的差异通常在10%以内）。注：在评估偏差时，测量设备的准确性、测试条件的变化和如果辐照度条件不稳定，在重叠对比之前可将曲线转化至同一辐照度和温度条件下（例如至标准条件下，STC）。7.3光伏方阵红外相机检查步骤7.3.1概述红外相机检查的目的在于发现现场运行的光伏组件的异常温度变化。这类温度变化可能表明组件和/或方阵中的问题，例如反向偏置电池，旁路二极管失效，焊带失效，接触不良和其它导致局部高温的故障。注1：除了是首次和周期核查步骤的一部分红外（IR）检查也可用于检查组件、7.3.2红外试验步骤对于红外相机的检查，方阵应在正常的运行模式下（逆变器最大功率点跟踪）。方阵平面的辐照度应大于400W/m2，并且天空条件稳定。理想情况下，方阵平面的辐照度应相对稳定并且大于600W/m2以确保有足够的电流产生明显温差。根据组件结构和安装方式，确定组件的哪一侧可产生最清晰的热成像图（这可能需要在每一侧重复进行）。扫描存在问题的方阵或子阵中每一块组件，特别注意隔离二极管、接线盒、电气连接、或任何造成方阵与周围环境呈现明显温差的部分。在扫描方阵正面时，相机和操作员不应在测试区域产生遮挡。7.3.3分析红外试验结果7.3.3.1概述GB/TXXXX—202X7.3.3.2到7.3.3.5描述的是在IR试验中可能发现的几个典型问题:7.3.3.2红外试验结果-概述该试验主要是寻找光伏方阵中的异常温度变化，由于安装点、不干胶标签和其它因素导致的正常温度变化应被是被出来，从而避免记录这些正常的温度变化。方阵的平均温度的在一天中的变化是非常显著的。因此绝对温度的标准去识别异常不是有效的。热斑和正常工作方阵之间的温差是最重要的。应需要注意的是，方阵温度是一个在日间变化明显的与辐照度、风速和环境温度相关的函数。在可疑部件上或者在方阵/组串的布局图中清晰的标记记录极限温度的区域。调查每一个温度异常点以确定引起这些异常的原因。通过外观检查和电气（组串或组件级）测试进行调查。在某些情况下，拥有一个或多个温度异常的组件的I-V曲线与没有温度异常的组件的I-V曲线进行对比可作为一个有用的手段。广角红外摄像仪可用于检测未发电和未连接的组件和组串，因为它们的整体温度会明显不同于相邻组件。在某些情况下，重复扫描方阵的开路可能会有收获。开路的方阵至少需要15分钟达到热平衡。红外图像不发生变化的组件组串在负载下可能无法产生电流。7.3.3.3红外试验结果-组件热斑组件的温度应相对均匀，不同区域没有太大的温差。然后可以预料的是组件接线盒附近的温度因热量无法向周围环境导通而要高于其他部分的温度。光伏组件在边框、标签、外围和支撑结构上存在温度梯度也是正常的。组件上的一个热斑通常代表着一个电气问题，可能是串联电阻、并联电阻或者是电池失配。何种情况下都要研究所有热斑组件的性能。外观检查可能会发现过热的迹象，例如一个棕色区域或者变色区域。7.3.3.4红外试验结果-旁路二极管如果任意一个旁路二极管发热（导通检查方阵寻找明显原因，例如二极管保护的组件上的阴影或碎片。如果未发现明显的原因，怀疑组件受损。7.3.3.5红外试验结果-电缆连接组件间线缆的连接处温度不应明显高于线缆本身。如果连接处温度过高，应当检查连接处是否松动或发生腐蚀。8试验程序-附加试验8.1对地电压-电阻接地系统该试验用于评价采用高阻抗（电阻）接地的系统。组件制造商若要求对其生产的组件采用电阻接地系统，需提供特定的测试程序。该试验应按照组件制造商的特定要求进行，目的是验证接地电阻值的正确，直流系统对地电压值维持在可接受范围，以及漏电流在可接受范围内。8.2隔离二极管试验隔离二极管在开路或短路状态下会失效，该测试对于安装了隔离二极管的设施非常重要。应检查所有二极管确保正确连接（极性正确），并且没有过热或者碳化的迹象。在正常运行模式下，应测量隔离二极管两端的电压（VBDGB/TXXXX—202Xa)合格标准VBD）在0,5V到1,65V之间当电压超出此范围，应深入调查该系统以确定二极管失效是独立事件或其它系统性故障的结果。8.3光伏方阵-湿绝缘电阻试验8.3.1概述湿绝缘电阻试验是排查故障测试的主要方法。湿绝缘电阻试验评估光伏方阵在潮湿运行环境中的电气绝缘能力。测试模拟在下雨或方阵和其接线上有露水的条件下，验证水汽无法进入到方阵电路中可导致加速腐蚀，接地故障或对人员和设备产生电气安全隐患的带电部分。该试验对于寻找地面以上部分的故障例如接线损坏、不合格的接线盒保护壳、以及其它类似的装置问题非常有效。也可用于探测制造工艺和设计瑕疵，包括聚合物基片断裂、接线盒破损以及二极管封装不充分和连接器选择不当（室内额定）。湿绝缘试验通常在（通常）干燥测试条件下的结果存在问题，或是怀疑存在安装或制造缺陷引起的绝缘缺陷的情况下进行。该测试可被应用于整个方阵或者一个大系统的选定部分（特定的部分或者方阵的子部分）。如果仅测试方阵部分区域，这通常是由在其他测试中已知或可疑的问题所选定。在一些情况下，可根据方阵的比例抽样要求进行湿绝缘试验。8.3.2湿绝缘试验步骤以下测试程序与标准绝缘试验中所述内容相同，但附加一个润湿方阵的初始步骤。试验前应使用水和表面活性剂的混合溶液彻底润湿方阵的被测部分。混合溶液应喷涂到方阵的被测所有部分。测试前，应检查反震的被测部分，以确保所有部分被润湿，包括组件正面、背面和边缘，以及所有的接线盒和线缆。进行此试验有潜在的触电危险，应遵循标准绝缘测试中的安全准备工作要求。个人穿戴的防护设备的选择应考虑测试将在潮湿的环境中进行。至少需要两个人进行此项测试（由于现场湿气很快就会变干，导致测试结果发生很大的变化）—其中一人在另一人对被测区域完成润湿且运行测试后立即进行测试。8.4遮挡评估执行遮挡评估的目的是为了记录目前存在的遮挡和地平线状况—为未来比较提供基准线。对于小型系统，应在接近方阵实际中心位置进行遮挡记录。对于大型系统，以及具有多个子阵或复杂阴影情况的系统，可能需要一系列的遮挡测量。目前存在很多测量和记录遮挡阴影的方法，一个合适的方法就是在如图1所示的太阳轨迹图中记录阴影情况：GB/TXXXX—202X图.1太阳轨迹示例图在任何情况下遮挡记录应：a)记录进行遮挡记录的位置。b)标出南或北（如适用）。c)标定比例以展示所有遮挡物的海拔（高度）9报告9.1概述在完成核查过程后，应提交一份报告。报告应包含以下几个部分：a)描述系统的简要信息（名称、地址等）；b)已经完成检查和测试的线路清单；c)检查记录；d)每条测试线路对应的测试结果记录；e)距离下次核查的时间间隔；f)核查人员签名。组件检验报告模板见附录A至C。注：在某些国家中，两次核查的时间间隔由该9.2首次核查对于新安装系统的检验应按照本标准里第5章的要求来执行，初始核查报告应包括关于系统的设计、施工和检验相关负责人的附加信息—以及他们各自的职责权限。初始核查报告应对周期核查的时间间隔提出建议。建议应根据设备和装置的类型、使用和运行情况、维护保养的频率和质量及可能遭受的外界影响来决定。9.3定期核查对已安装的系统的定期核查应按照本标准第5章的要求来执行。适当情况下，可参考之前定期核查的结果和建议。GB/TXXXX—202X一份定期核查报告应提供并包含所有的故障的修理和改进建议清单（比如升级系统已满足最新标GB/TXXXX—202X查和测试方案时，我们会关注每一个环节，并运用合理的技能去履行职责，特此说明，我（我们）会尽我GB/TXXXX—202X检查报告模板光伏检查报告模板安装地址参考电路检查检查员概述整个系统按照IEC60364-6标准的要求进行检查，检查报告应符合IEC60364-6标准要求。直流系统—概述a)直流系统是否按照IEC604364和IEC62548-1:2023的要求完成设计、指定和安装；b)光伏阵列方阵最大电压是否与方阵阵列位置相匹配（IEC62548-1:2023和地方规范法规可能规定高于某一电压值的装置只能放置于指定的位置）；c)所有选定指定并搭建完成的系统部件和支架结构，是否可抵挡预期的外界影响，如风，雪，温度变化和腐蚀；d)屋顶设备和电缆引入线是具有否防水功能（如应用适用时）直流系统—防触电保护a)提供超低压保护措施（安全超低压(SELV)/保护超低压(PELV)）—是/否b)直流侧采用二级保护或者等效绝缘保护—是/否c)已指定并安装好的光伏组串和阵列方阵的电缆尽可能降低接地故障和短路风险，典型代表是使用具有保护和加强保护的电缆（也称为双重绝缘）—是/否。直流系统—防绝缘故障影响的保护措施a)逆变器内部或交流侧具有电气隔离措施—是/否；b)所有直流导线的接地功能—是/否；合理布置电气隔离和接地功能是必备的知识，以此判断防绝缘故障影响保护措施是否到位。c)安装光伏方阵接地绝缘电阻探测和报警系统—根据IEC62548-1:2023；d)安装光伏方阵接地漏电监控探测和报警系统—根据IEC62548-1:2023。直流系统—过电流保护a)对于没有未安装线组串过电流保护装置的系统，进行下列核实核查：1)IMOD_MAX_OCPR（组件串联保险丝的最大额定值）大于可能出现的反向电流；2)组串线缆的尺寸规格可能否承受线路组串并联后的最大故障电流。b)对于安装有组串过电流保护装置的系统，进行下列核查：GB/TXXXX—202X1)组串过电流保护装置的安装满足IEC62548-1:2023规定的要求。c)对于具有方阵/子方阵过电流保护装置的系统，进行下列核查：1)过电流保护装置的安装满足IEC62548-1:2023规定的要求。直流系统—接地保护和等电位布局a)光伏系统直流导线具备接地功能：1)接地功能的连接方式满足IEC62548-1:2023的要求；b)光伏系统直流侧直接接地：1)接地故障断路器满足IEC62548-1:2023的要求；c)方阵支架的等电位布局的安装满足IEC62548-1:2023要求；d)安装的保护接地和/或等电位连接导体：1)平行排列并且和直流电缆捆绑在一起。直流系统—防雷击和过压保护措施a)使闪电引发的电压降到最低，且封闭线圈区域的电压尽量维持在最小值；b)长电缆的保护措施是否到位（例如：屏蔽或使用电涌保护器，SPDsc)电涌保护器的安装满足IEC62548-1:2023要求。直流系统—电气设备的选择和搭建a)光伏组件的额定值满足直流系统可能产生的最大电压；b)所有直流系统部件的额定值确保在IEC62548-1:2023中规定的最大系统电压和电流值下持续运行；c)已选定和安装的接线系统可抵挡预期的外部环境影响，例如风、结冰、温度、紫外线和太阳辐照；d)光伏阵列的组串和子阵按照IEC62548-1:2023的要求提供了隔离或者隔离开关；e)逆变器直流侧按照IEC62548-1:2023的要求安装了直流隔离开关；f)如果安装了隔离二极管，其方向电压额定值应至少为所在光伏组串开路电压(Voc,stc)的2倍（查阅IEC62548-1:2023）；g)配置在一起的插头和插座应是同一家制造商的同一类型，并满足IEC62548-1:2023的要求。交流系统a)逆变器交流侧提供隔离手段；b)所有的隔离和开关设备都已连接以确保光伏设备连接在“负载(load)”侧，公用电网连接在“电源(source)”侧；c)逆变器的运行参数按照当地规范进行设定；d)如在交流线路中安装RCD（剩余电流装置）为逆变器供电，应当根据IEC62548-1:2023的要求选定RCD的型号。标签和标识GB/TXXXX—202Xa)所有的电路、保护设备、开关和接线端应按照IEC60364和IEC62548-1:2023的要求贴上合适的标签；b)所有的直流接线箱（光伏发电器和方阵箱）都贴了表明接线箱内有来自光伏方阵的的带电部件，并且断开光伏逆变器和公共电网后仍可带电的警示标签；c)交流侧的隔离方式是清晰标识的；d)并网点安装双电源警示标识；e)现场展示单线接线图；f)现场展示安装商的详细资料；g)现场展示关闭程序；h)现场展示应急程序（如果存在）；i)所有的标记和标签都合理粘贴并且经久耐用。GB/TXXXX—202X光伏方阵测试报告模板光伏方阵测试报告模板安装地址参考测试工作描述测试员测试仪器组串参考组串1234n组件数量方阵参数VOC（标称工作条件）ISC（标称工作条件