2021并網(wǎng)光伏系統(tǒng)文件、設計及性能驗收技術規(guī)范

PAGE\*ROMANPAGE\*ROMANII目 次前 言 III范圍 4規(guī)范性引用文件 4術語和定義 5并網(wǎng)光伏系統(tǒng)分類 7檢查和測試的抽樣 7系統(tǒng)文件要求 8一般要求 8系統(tǒng)數(shù)據(jù) 8工程圖紙 9組串布置圖 10規(guī)格書 10支架系統(tǒng)設計信息 10應急系統(tǒng) 10運行和維護信息 10測試結果和調(diào)試數(shù)據(jù) 117驗證 117.1一般要求 117.2檢查 117.3測試 14測試程序—I類測試 16接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試 16極性測試 16組串匯流箱測試 16組串開路電壓測試 17光伏組串電流測試 17功能測試 18方陣絕緣電阻測試 18測試程序—Ⅱ類測試 20一般要求 20組串I-V曲線測試 20光伏方陣紅外熱像儀檢測程序 22組件電致發(fā)光（EL）測試 23組件功率衰減測試 23系統(tǒng)能效比（PR）測試 24電網(wǎng)接入性能測試 24測試程序—附加測試 24對地電壓（電阻接地系統(tǒng)） 24隔離二極管測試 24光伏方陣濕絕緣測試 24遮擋評估 25驗證報告 25一般要求 26初始驗證 26定期驗證 26附錄A（規(guī)范性附錄）光伏系統(tǒng)能效比（PR）測試方法 27目的 27測試條件 27特殊情況 27測試儀器 27系統(tǒng)能效比PR計算 28標準系統(tǒng)能效比PRSTC計算 28附錄B(資料性附錄)I-V曲線的分析 29一般要求 29變化1—曲線上有臺階和缺口 29變化2—低電流 30變化3—低電壓 30變化4—圓滑的彎曲階段 31變化5—斜率減小的垂直階段 31變化6—斜率增大的水平階段 31PAGEPAGE10并網(wǎng)光伏系統(tǒng)文件、設計及性能驗收規(guī)范范圍用來驗證系統(tǒng)的安裝是否安全以及操作正確與否，也可用于定期驗證測試。（如含電池的儲能系統(tǒng)（檢查和測試規(guī)范性引用文件GB2297-89太陽光伏能源系統(tǒng)術語GB50217電力工程電纜設計規(guī)范GB50797:2012光伏發(fā)電站設計規(guī)范GB/T2828.1:2012計數(shù)抽樣檢驗程序第1部分：按接收質(zhì)量限（AQL）檢索的逐批檢驗抽樣計劃GB/T16895低壓電氣裝置GB/T19964光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/T32512光伏發(fā)電站防雷技術要求ISO9060:1990（Solarenergyspecificationandclassificationofinstrumentsformeasuringhemisphericalsolaranddirectsolarradiation）IEC60891:2009光伏設備-溫度和輻照度修正測量IV特性程序（Photovoltaicdevices-ProceduresfortemperatureandirradiancecorrectionstomeasuredI-Vcharacteristics）IEC60904-1光伏器件.第1部分:光伏電流-電壓特性的測量（Photovoltaicdevices-Part1:Measurementofphotovoltaiccurrent-voltagecharacteristics）IECTS6094-13Ed..01ELPhoovotaicdevces-Part13:Electroluminescenceofphotovoltaicmodules）IEC61010測量、控制和實驗室用電氣設備的安全要求（Safetyrequirementsforelectricalequipmentformeasurement,control,andlaboratoryuse）IEC61557交流1000V和直流1500V以下低壓配電系統(tǒng)電氣安全防護措施的試驗、測量或監(jiān)控設備（Electricalsafetyinlowvoltagedistributionsystemsupto1000Va.c.and1500Vd.c.-Equipmentfortesting,measuringormonitoringofprotectivemeasures）IEC61724-1:2017光伏系統(tǒng)性能第1部分：監(jiān)測（Photovoltaicsystemperformance–Part1:Monitoring）IEC61730-1光伏組件安全鑒定第1（Photovoltaic(PV)modulesafetyqualification-Part1:Requirementsforconstruction）IEC61730-2:2016光伏(PV)組件的安全鑒定第2部分測試要求(Photovoltaic(PV)modulesafetyqualification-Part2:Requirementsfortesting)IEC62446-1:2016(PV1（Photovoltaic(PV)systems—Requirementsfortesting,documentationandmaintenancePart1:Gridconnectedsystems—Documentation,commissioningtestsandinspection）IEC62548:2016光伏方陣-設計要求（Photovoltaic(PV)arrays–Designrequirements）術語和定義GB2297-89定義的及下列術語和定義適用于本標準。交流組件 ACmodule集成了逆變器且只有交流輸出端口的光伏組件。電纜型號 cabletype確定線纜等級、特定用途或使用環(huán)境的描述。注：很多國家使用一組代碼來表示（例如“H07RNF”）規(guī)格書 datasheet基本的產(chǎn)品描述和規(guī)格說明。注：通常只有一兩頁，不是完整的產(chǎn)品說明書。檢查 inspection通過各種感知器官對電氣設施進行檢查，以確定其電氣設備的選擇是否合適、安裝是否正確。逆變器 inverter將直流電轉(zhuǎn)換成單相或多相交流電的電能轉(zhuǎn)換裝置。微型逆變器 microinverter為連接一個或兩個光伏組件而設計的小型逆變器。注：微型逆變器通常直接連接有工廠安裝的組件引線，并固定在組件邊框上或緊靠組件安裝。組件集成電子裝置 moduleintegratedelectronics安裝在光伏組件上用于提供控制、監(jiān)測或能量轉(zhuǎn)換功能的電子設備。注：組件集成裝置可以在工廠安裝或現(xiàn)場組裝。光伏方陣 PVarray由光伏組件、光伏組串或光伏子方陣電氣互聯(lián)形成的組合。光伏電池 PVcell具有光生伏特效應（即：通過非熱效應的轉(zhuǎn)換將輻射能轉(zhuǎn)換為電能）的最基本元件。光伏組件 PVmodule具有封裝及內(nèi)部聯(lián)結的、能單獨提供直流電輸出的，最小不可分割的光伏電池組合裝置。光伏組串 PVstring由一個或多個光伏組件串聯(lián)而成的電路。光伏組串匯流箱 PVstringcombinerbox連接多個光伏組串的匯流裝置，通常包含過流保護裝置、電子器件和/或隔離開關。IRIEC61730-2中規(guī)定的光伏組件最大過電流保護值。注：通常組件制造商規(guī)定為“最大串聯(lián)熔斷電流值”。報告 reporting記錄檢查和測試的結果。測試 testing對電氣設施進行檢測以證明其有效性。注：包括通過適當?shù)臏y量設備來獲得數(shù)據(jù)，這些數(shù)據(jù)不是通過檢查的方法得到。驗證 verification用于確認電氣裝置符合相關標準的所有方法。注：包含檢查、測試和報告。隔離二極管 blockingdiode與光伏組件、子方陣及方陣串聯(lián)的二極管，用于防止反向電流流過它們。系統(tǒng)能效比(PR) Performanceratio光伏等效利用小時數(shù)與峰值日照時數(shù)的比值，用百分比表示，可以反映由于陣列溫度和系統(tǒng)部件的（包括系統(tǒng)部件的平衡PCstndadperormncerato并網(wǎng)光伏系統(tǒng)分類按照電站規(guī)模和復雜程度分類：380V及以下，裝機容量1MW以下的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。10kV-35kV，裝機容量1MW-30MW的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。66kV以上，裝機容量大于30MW的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。檢查和測試的抽樣1AQL應在合同中規(guī)定或由負責部門制定，但應避免AQL與檢驗水平的不協(xié)調(diào)。表1檢查和測試抽樣表類別抽樣單元檢查或測試項目抽樣原則直流系統(tǒng)方陣一般要求GB2828.1-2012S-1電擊防護絕緣故障保護過電流保護接地連接保護防雷擊/過電壓保護電氣設備的選擇和安裝交流系統(tǒng)逆變器所有檢查內(nèi)容建筑結構建筑安全評估100%標識方陣標簽標識GB2828.1-2012S-1交流系統(tǒng)逆變器所有測試直流系統(tǒng)方陣接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試GB2828.1-2012S-1極性測試GB2828.1-2012S-1匯流箱測試組串開路電壓測試組串電流測試功能測試絕緣電阻測試組串I-V曲線測試紅外測試組件EL測試GB2828.1-2012S-4功率衰減測試電網(wǎng)接入性系統(tǒng)電能質(zhì)量100%有功/無功功率控制能力低電壓穿越電壓/頻率適應能力防孤島保護電網(wǎng)側并網(wǎng)時不需要系統(tǒng)文件要求一般要求系統(tǒng)數(shù)據(jù)系統(tǒng)基本信息應提供下列最基本的系統(tǒng)信息。系統(tǒng)“銘牌”信息通常呈現(xiàn)在文件檔案的封面上。項目名稱（適用時）。系統(tǒng)額定功率（kWDC或kVAAC）。光伏組件和逆變器的生產(chǎn)廠家，型號和數(shù)量。d)竣工日期。ef)業(yè)主名稱。g)所在地址。h)合規(guī)性文件（立項審批、用地許可等）。i)并網(wǎng)點數(shù)量及電壓等級。系統(tǒng)設計單位信息系統(tǒng)設計單位的聯(lián)系人。系統(tǒng)設計單位的郵政地址、電話號碼及電子郵件地址。系統(tǒng)集成單位信息系統(tǒng)集成單位聯(lián)系人。系統(tǒng)集成單位郵政地址、電話號碼及電子郵件地址。工程圖紙應至少提供單線接線圖，接線圖應該標注6.3.2至6.3.6條款中包含的信息。注：這些信息要標注在單線接線圖上，當大型系統(tǒng)的接線圖位置不夠時，這些信息可以另外列在一個表格中。光伏方陣一般說明工程圖或系統(tǒng)規(guī)范書應包括以下方陣設計資料：a）組件型號；b）c）每個組串的組件數(shù)量；明確每個組串對應連接的逆變器。光伏組串信息工程圖或系統(tǒng)規(guī)范書應包括下列光伏組串資料：a）組串電纜的規(guī)格和型號；b）組串過電流保護裝置（如果有）的型號及電壓/電流等級；c）隔離二極管型號（如果有）。光伏方陣電氣說明工程圖或系統(tǒng)規(guī)范書應包括下列方陣電氣信息：a）方陣主電纜的規(guī)格和類型；方陣接線箱位置（如適用）；直流隔離開關的位置和等級（電壓/電流）；方陣過電流保護裝置（如適用）的型號、位置和等級（電壓/電流）；如適用，其他方陣電氣保護電路（例如故障電弧檢測裝置）的型號、位置和等級。交流系統(tǒng)工程圖或系統(tǒng)規(guī)范書應包括下列交流系統(tǒng)信息：a）交流隔離開關的位置、型號和等級；b）交流過電流保護裝置的位置、型號和等級。c）漏電保護器的位置，型號和等級（如果有）。接地和過電壓保護工程圖或系統(tǒng)規(guī)范書應包括下列接地和過電壓保護信息：a）接地/連接導體詳細信息—規(guī)格和型號，包括方陣框架等電位連接電纜的詳細信息（如果有）；b）所有連接到現(xiàn)有防雷系統(tǒng)（LPS）的詳細信息。c）所有安裝的浪涌保護裝置（包括交直流線路）的詳細信息，包括位置、型號和等級。組串布置圖注：這有助于查找較大系統(tǒng)或安裝在建筑上難以看到組件背面的系統(tǒng)故障。規(guī)格書作為基本要求，應提供下列系統(tǒng)部件的規(guī)格書：所有類型組件的規(guī)格書，應滿足IEC61730-1的要求。b）所有類型逆變器的規(guī)格書。其他重要的系統(tǒng)部件的規(guī)格書也需要提供。支架系統(tǒng)設計信息應提供方陣支架系統(tǒng)的設計圖和設計說明。應急系統(tǒng)應提供光伏系統(tǒng)的所有應急系統(tǒng)資料（火災報警，煙霧報警等），應包括運行和設計的詳細信息。小型系統(tǒng)此項不做要求。運行和維護信息運行和維護信息應至少包括下列內(nèi)容：a）確認系統(tǒng)正確運行的程序；系統(tǒng)故障處理檢查表；緊急關機/隔離程序；適用時，對系統(tǒng)中機械、土木和電氣部分的維護和清潔建議；e）光伏方陣相關的建設工程規(guī)劃情況（例如屋頂?shù)氖┕ぃ籪）光伏組件和逆變器的質(zhì)量保證文件—包括生效日期和質(zhì)保期；g）人工操作或防風防雨的保證文件。測試結果和調(diào)試數(shù)據(jù)應提供所有測試和試運行數(shù)據(jù)的備份，至少應包括本標準條款7中規(guī)定的測試結果。驗證一般要求本章提出了對并網(wǎng)光伏系統(tǒng)電氣設備的驗證要求，包括初次和定期驗證，并引用了GB/T16895.23中的適用部分，同時詳細規(guī)定了附加測試要求。并網(wǎng)光伏系統(tǒng)的驗證大多參考了GB/T16895.23，該標準提供了所有電氣設備初次和定期驗證的要求。GB/T16895.23格。初次驗證應確保測試結果滿足GB/T16895.23的要求。對于增加或更換設備，應符合GB/T16895.23標準的要求，并且不能影響現(xiàn)有設備的安全。初次和定期驗證應由具備能力的專業(yè)人員來完成。光伏系統(tǒng)定期驗證的時間間隔不應超過與其相連的交流電力系統(tǒng)定期驗證的時間間隔。檢查一般要求檢查應在測試之前進行，通常在設備通電前完成。檢查應符合GB/T16895.23直流系統(tǒng)的一般要求直流系統(tǒng)的檢查應至少包括下列驗證內(nèi)容：a）直流系統(tǒng)的設計與安裝應滿足GB/T16895和IEC62548:2016的要求；b）安裝在屋頂上光伏方陣的最大電壓不應超過1000V；所有系統(tǒng)部件和支架結構的選擇和安裝應能抵抗外在因素的影響，如風、雪、溫度和腐蝕的影響；屋頂固定裝置和電纜入口應進行防水處理（如有）；應用在建筑物上的光伏系統(tǒng)，單塊光伏組件或組串宜采用自動關斷的方式控制輸出電壓，并使輸出電壓低于30V，以確保在特定條件下（比如火災發(fā)生時）的人身安全。直流系統(tǒng)的電擊防護直流安裝的檢查應至少包括以下驗證電擊防護措施：aSEL/PEVb）直流側保護措施采用Ⅱ類或等同絕緣強度；c）光伏組串和方陣電纜的選擇和安裝應盡可能降低接地故障和短路時產(chǎn)生的危險，通常采用具有（的電纜。直流系統(tǒng)的絕緣故障保護直流安裝的檢查應包括驗證防絕緣故障保護措施：a）直流任意一極具有功能性接地時，逆變器內(nèi)部或交流側應具有電氣隔離措施；檢查人員應具有電氣隔離和功能接地的相關知識，以判斷絕緣故障保護措施是否正確有效。b）IEC62548:2016注：該功能通常由逆變器提供。IEC62548:2016注：該功能通常由逆變器提供。直流系統(tǒng)的過電流保護直流安裝的檢查應包括驗證直流電路中的過電流保護措施：a）對于沒有組串過電流保護裝置的系統(tǒng)，進行下列驗證：I

最大串聯(lián)熔斷電流值IR（NS1*,D為組串在STC條件下的短路電流，NS為并聯(lián)的組串數(shù)量；組串電纜的規(guī)格型號應能承受其它并聯(lián)組串產(chǎn)生的最大故障電流；對于具有組串過電流保護裝置的系統(tǒng)，組串過電流保護裝置應滿足額定電流在1.5ID至2.4IDI。對于具有方陣/子方陣過電流保護裝置的系統(tǒng)，進行下列驗證：過電流保護裝置應滿足IEC6258:216規(guī)定的要求，其額定電流在1.2*ICY和2.4ICY之間。直流系統(tǒng)的接地連接保護直流安裝檢查應包括下列驗證內(nèi)容：當光伏系統(tǒng)直流某一極采用功能性接地時，功能性接地的設計和安裝應滿足IEC62548:2016的要求；IEC62548:2016IEC62548:2016GB/T32512注：當?shù)匾?guī)范可能要求不同的連接。d）保護接地和/或等電位連接導線應與直流電纜平行。直流系統(tǒng)的防雷擊/過電壓保護直流安裝檢查應包括下列驗證內(nèi)容：直流線纜應捆扎在一起，線纜環(huán)路面積應盡可能小，使閃電引發(fā)的感應電壓降到最低；（SPs；IEC62548:2016GB/T32512（如適用。直流系統(tǒng)電氣設備的選擇與安裝直流安裝的檢查應包括下列驗證內(nèi)容：光伏組件的應用等級應與最大直流系統(tǒng)電壓匹配；IEC62548:2016注：檢查直流系統(tǒng)需要具備最大系統(tǒng)電壓和電流的知識。/方陣設計、組件開路電壓（VOC）以及與輻照度和溫度變化相關的修正系數(shù)決定；/方陣設計、組件短路電流（ISC）以及與輻照度和溫度變化相關的修正系數(shù)決定。線纜的選擇和安裝應能夠抵抗外在因素的影響，如風、結冰、溫度、紫外和太陽輻射的影響線GB50217IEC62548:2016IEC62548:2016注：GB/T16895-9-1提供四種關于隔離開關的不同方式，隔離開關的型號和位置一般在檢驗報告中體現(xiàn)。標準工作條件下2（見IEC6258:21；IEC62548:2016交流系統(tǒng)光伏系統(tǒng)交流部分的檢查應至少包括下列驗證內(nèi)容：逆變器的交流側應有隔離措施；所有的隔離和開關裝置按照光伏陣列安裝在“負載”端，公共電網(wǎng)連接在“電源”端的連接方式安裝；逆變器的運行參數(shù)應符合當?shù)匾?guī)定；逆變器交流側安裝殘余電流保護器（RCD）IEC62548:2016注：一些逆變器要求使用B型RCD。建筑結構安全評估標識光伏系統(tǒng)標識的檢查應至少包括下列驗證內(nèi)容：a）所有電路、保護裝置、開關及接線端子應按照GB/T16895和IEC62548:2016的要求進行標識。b）并網(wǎng)光伏系統(tǒng)屬于雙路電源供電的系統(tǒng)，應在并網(wǎng)點粘貼雙電源警示標識。現(xiàn)場應有系統(tǒng)單線接線圖。f）g）現(xiàn)場應有關機程序?，F(xiàn)場應有緊急關機程序（如需要）。所有符號和標簽都應牢固粘貼并持久耐用。測試一般要求電氣安裝測試按照GB/T16895.23的要求來執(zhí)行。建筑結構安全評估測試按照GB/T50344-2004及相關標準要求進行。測試設備、監(jiān)控裝備及測試方法應符合IEC61557和IEC61010的相關要求，或采用具有等效性能和安全的測試設備。本標準描述的測試方法為參考方法，并不排除其它能給出有效結果的測試方法。每項測試應符合本標準第8條款的要求。所有相關的測試應按照本標準第8條款測試程序依次進行。測試類別和附加測試測試類別應符合太陽能光伏系統(tǒng)的規(guī)模、類型、位置和復雜程度。Ⅰ類測試—適用于所有系統(tǒng)的測試序列。Ⅱ類測試—I類測試完成后的擴展測試序列。附加測試—在某些情況下可以進行的其他測試。采用組件集成電子裝置的系統(tǒng)標準測試修正表1組件集成電子裝置構成的系統(tǒng)標準測試修正表系統(tǒng)標準測試的修正交流組件1)不需要進行直流側的測試或檢查微型逆變器（組件和逆變器通過端子直接相連）不需要進行直流電路測試需要進行直流系統(tǒng)檢查微型逆變器（組件和逆變器通過外部接線相連）需要進行直流電路測試需要進行直流系統(tǒng)檢查組件集成電子裝置遵循標準測試（如可行）與制造商協(xié)商任何需要限制的測試（電阻測試）與制造商協(xié)商確定測試通過/不通過的判定標準（例如：預期的開路電壓）準（例如：預期的開路電壓）（例如功率優(yōu)化器），在進行委托測試之前應與制造商進行協(xié)商。Ⅰ類測試I類測試是最基本的測試序列，無論系統(tǒng)的規(guī)模、類型、位置和復雜程度如何，I類測試都應進行。系統(tǒng)測試應在光伏系統(tǒng)的直流側和交流側進行，通常先進行交流側的測試。交流側依據(jù)GB/T16895.23光伏方陣直流電路應依據(jù)以下測試序列進行測試：a）接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試；b）極性測試；c）匯流箱測試（適用于直流匯流箱系統(tǒng)）；d）組串開路電壓測試；e）組串電流測試（短路電流或工作電流）；f）功能測試；g）直流電路的絕緣電阻測試。注：這些測試詳細描述見條款8。出于對安全性和防止損壞連接設備的考慮，應在所有組串進行相互連接之前進行極性和匯流箱測試。I-VI-VII-VⅡ類測試Ⅱ類測試適用于中型和大型系統(tǒng)。所有I類測試已經(jīng)完成并通過才可以開始進行Ⅱ類測試。除了I類測試，還可能進行以下測試內(nèi)容：a）組串I-V曲線測試；b）紅外（IR）測試；c）組件EL測試；d）組件功率衰減測試；e）系統(tǒng)能效比測試；f)電網(wǎng)接入性能測試。注：在某些情況下，可以只執(zhí)行Ⅱ類測試的某一個項目。附加測試除了標準測試中的I類和Ⅱ類測試外，在某些情況下，也會執(zhí)行其他測試。這些測試可能是因為客（這些故障可能是由于其他測試或者異常操作帶來而沒有被標準測試鑒別出來的問題）。a）對地電壓—電阻接地系統(tǒng)該測試用于評估高阻抗（電阻）接地系統(tǒng)。具體測試步驟見10.1。b）隔離二極管測試濕絕緣測試遮擋評估測試程序—I接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試安裝在直流側的保護接地和/極性測試應使用合適的測試儀器驗證所有直流電纜的極性。電纜極性確認之后，應檢查電纜標識是否正確，并檢查電纜與開關（斷路器）或逆變器等系統(tǒng)部件的連接是否正確。注：為了安全和預防設備損壞，極性測試應在其他測試、開關閉合以及組串過流保護裝置安裝前進行。如果在已經(jīng)連通的系統(tǒng)上檢查出組串的極性反接，還應該檢查組件和旁路二極管是否因此被損壞。組串匯流箱測試測試步驟如下，該測試應在初次插入保險絲/連接器之前進行：選擇量程至少是最大系統(tǒng)電壓兩倍的電壓表；插入所有的負極保險絲/連接器，使組串共用一個負極；禁止插入任何正極保險絲/連接器；將一根測試線連接到第一個被測組串的正極，將另一根測試線連接到下一個組串的正極。由于這兩個組串共用一個負極，測量電壓應該接近0，測量誤差±15V；繼續(xù)測量后面的組串，使用第一個組串正極作為電壓表連接的公共端；如果某個組串極性反接，可以很明顯的發(fā)現(xiàn)其測量電壓將是系統(tǒng)電壓的兩倍。組串開路電壓測試注：電壓明顯低于預期值表明有一塊或多塊組件的極性連接錯誤，一個或多個旁路二極管短路以及絕緣不良、線槽或匯流箱積水造成的故障。電壓高于預期值通常是接線錯誤導致的。按照下列方法對測量的組串開路電壓讀數(shù)進行評估，以確保它與預期值的偏差在±5%以內(nèi)：a）和預期值進行比較。該預期值來自組件規(guī)格書或來自于組件類型、數(shù)量和電池溫度；b；c）對于完全相同組串并聯(lián)的系統(tǒng)，在輻照度穩(wěn)定的情況下，組串之間的電壓可直接進行比較；d）對于完全相同組串并聯(lián)的系統(tǒng)，在輻照度不穩(wěn)定的情況下，組串之間的電壓可使用多個儀表測量并比較，其中一個儀表用于測試參考組串的電壓。光伏組串電流測試一般要求注：I-V曲線測試不受逆變器的影響，是一種較好的組串短路電流替代測試方法。光伏組串短路電流測試一般要求1/100。在輻照度不穩(wěn)定的條件下，可使用下述方法：延長測試時間；使用多個儀表進行測試，其中一個儀表用于測試參考組串的電流；通過輻照度計讀數(shù)或目測來評估當前的日照條件，以評價電流讀數(shù)的有效性。注：采用輻照度計或目測來評估當前的日照條件，在這里僅作為一種確定測量電流是否在預期范圍內(nèi)的方法。正如本節(jié)介紹，短路電流測試只是為了發(fā)現(xiàn)故障而不代表系統(tǒng)性能。系統(tǒng)性能測試可采用Ⅱ類測試中的I-V曲線測試。短路電流測試程序確保所有的開關裝置和隔離設備處于開路狀態(tài)，并且所有的光伏組串彼此隔離。測試階段的組串應臨時短路，可以通過以下技術之一來實現(xiàn)：a；b）將短路電纜暫時連接到組串電路中的負荷開關裝置；c測試儀器的額定值應大于可能的短路電流和開路電壓。使用開關裝置和/或短路導體形成短路時，其額定值應大于可能出現(xiàn)的短路電流和開路電壓。短路電流可以使用合適量程的電流鉗、電流表或具有短路電流測試功能的測試儀器測量。使用負荷開關裝置中斷短路電流后，首先檢查電流是否歸零，然后再進行其它連接操作。注：“短路開關測試箱”是一個可用于短路電流測試和方陣絕緣測試的測試設備。光伏組串工作電流測試（逆變器最大功率點跟蹤5%范圍內(nèi)。在輻照度不穩(wěn)定的條件下，可使用下述方法：延長測試時間；使用多個儀表進行測試，其中一個儀表用于測試參考組串的電流；使用輻照度計的讀數(shù)修正電流讀數(shù)；；I-V功能測試功能測試包含以下內(nèi)容：測試開關設備和其他控制設備的功能，確保正確地安裝、連接及運行；測試光伏系統(tǒng)中所有的逆變器，確保其正確運行，測試程序應由逆變器制造商提供。需要提供交流電源的功能測試(如逆變器測試)，只有在系統(tǒng)的交流側完成測試后才能進行。方陣絕緣電阻測試一般要求禁止無關人員進入工作區(qū)域；進行絕緣測試時，請勿觸摸并采取措施防止其他人員接觸金屬表面；進行絕緣測試時，請勿觸摸并采取措施防止其他人員接觸組件的背面或接線端子；當絕緣測試設備通電時，測試區(qū)域會有高壓，設備應具備自動放電功能；在整個測試過程中應穿戴合適的個人防護服/防護裝備。10.3。光伏方陣絕緣電阻測試—測試方法作為基本要求，本測試應對每個光伏方陣或子方陣（如適用）重復進行，也可能需要測試每一個組串。測試方法1—先測試方陣負極和地之間的絕緣電阻，再測試方陣正極和地之間的絕緣電阻。測試方法2—測試方陣正負極短接后和地之間的絕緣電阻。當方陣支架接地時，測試儀器的接地端可連接至任何適宜的接地連接或方陣支架（儀器接地端應確保與支架良好接觸，且整個支架連接完好。當方陣支架沒有接地（例如采用了Ⅱ級絕緣）時，可選擇以下兩個測試：i）在方陣正負極和地之間進行絕緣電阻測試；ii）在方陣正負極和支架之間進行絕緣電阻測試。（測試程序應保證測試峰值電壓不會超過組件、開關、避雷器和其他系統(tǒng)部件的額定值。光伏方陣絕緣電阻測試—測試步驟在開始測試之前：嚴禁未經(jīng)允許的人員接近；；斷開匯流箱中任何可能影響絕緣測試的設備（例如：過電壓保護。22絕緣電阻—10kWp10kWp22表2方陣絕緣電阻要求系統(tǒng)電壓（VocSTC×1.25）V測試電壓V最小絕緣電阻MΩ<1202500.5120至5005001500-100010001＞100015001絕緣電阻—10kWp對于10kWp以上光伏方陣，應采用下述兩種測試方法之一。方法A10kWp22方法B方法B允許對超過10kWp（或子方陣2A的要求進行測試。絕緣電阻的測試電壓按照表2的要求選擇，絕緣電阻測試值應滿足表2要求。測試程序—Ⅱ類測試一般要求Ⅱ類測試抽樣規(guī)則見表1，選擇的方法和應在調(diào)試之前與客戶達成一致意見，建議盡可能的采用輔助IV巡檢技術擴大抽檢比例。I-V一般要求組串的I-V曲線測試可提供下列信息：組串開路電壓（Voc）和短路電流（Isc）的測量值；Vmp（Imp（Pmx方陣性能的測量值；組件/組串填充因子的測量值；識別組件/方陣的缺陷和遮擋問題。I-VI-VI-VVc和IcI-VI-VI-VI-V。I-V—方陣性能檢查在適宜的輻照度條件下，可用I-V曲線測試來衡量光伏方陣是否滿足額定（銘牌）性能。400/m。注1：如果在輻照度太低或入射角太大的條件下測試，結果可能不太理想。2：光I-VI-V（IV不正確的曲線形狀變化可能會導致方陣性能的錯誤評估。I-V曲線測試按照以下步驟進行：確保系統(tǒng)處于斷開狀態(tài)，且所有回路中沒有電流；I-V設置測試儀器，使其與被測組件的特性、類型和數(shù)量相匹配；I-VI-VI-VI-V注：執(zhí)行開路電壓檢查的目的是為了確保組串沒有缺少組件，也沒有短路的旁路二極管，避免由錯誤的開路電壓推導出錯誤溫度。40W/。（銘牌I-V。I-V—識別光伏組件/方陣的缺陷或陰影遮擋問題I-V曲線的形狀可提供關于光伏方陣的一些重要信息，包括可能識別出下列缺陷：損壞的電池/組件；短路的旁路二極管；局部陰影遮擋；組件不匹配；在電池/組件/方陣中存在并聯(lián)電阻；串聯(lián)電阻過大。如果I-VI-V100/m10W/2100/2I-VI-VB。對于完全相同組串并聯(lián)的系統(tǒng)，在輻照度穩(wěn)定的條件下，每個曲線的偏差應在10%以內(nèi)。（STC進行比較。光伏方陣紅外熱像儀檢測程序一般要求注：除了初次和定期檢驗外，紅外（IR）檢測可用于排查組件、組串和方陣中的可疑問題。紅外測試程序當采用紅外熱像儀檢測時，方陣應處在正常的工作模式下（逆變器最大功率點跟蹤。方陣平面的輻照度應不小于400/m2，且天空條件穩(wěn)定。在理想情況下，方陣平面的輻照度應相對穩(wěn)定并維持在600/2（這可能需要在組件各側重復進行。當從方陣的正面掃描時，應注意紅外熱像儀和測試人員不要在測試區(qū)域留下陰影。注：從后面觀察陣列將最大限度地減少組件玻璃表面反射光的干擾，由于玻璃的熱導率，從前面觀察可提供容易識別的圖像。紅外測試結果—一般要求方陣的平均溫度在一天內(nèi)變化非常顯著,因此對于識別溫度而言，采用絕對溫度標準識別溫度異常應記錄極限溫度的區(qū)域，該區(qū)域可以清晰地標記在可疑組件上，或者標注在組件/組串布線圖中。（組串或組件I-V15紅外測試結果—組件熱斑20℃。紅外測試結果—旁路二極管紅外測試結果—電纜連接組件電致發(fā)光（EL）測試一般要求EL測試裝置測試裝置主要包括電致發(fā)光成像相機、直流電源、圖像采集輔助軟件、圖像處理軟件。IECTS60904-13IECTS60904-13測試可在暗室內(nèi)進行，測試期間確保盡量少的太陽光線進入暗室。如果條件允許，可在夜間進行測試。EL對積灰嚴重的組件進行適當?shù)那逑?，確?；覊m不會影響EL圖像的判定。按照制造商指定的程序進行相機校準。應將時間和日期正確地輸入到照相機或圖像記錄計算機中，以便稍后采集的圖像與時間和日期有關。相機平面與組件的法線垂直（條件允許時。相機分辨率及其它設置應按照IECTS60904-13的要求進行。根據(jù)組件的特征確定相機的各項配置及參數(shù)。在采集圖像期間，無論是相機還是組件都不能移動。EL像。組件功率衰減測試一般要求光伏組件功率衰減測試目的是測試光伏組件的功率相對標稱功率的衰減情況。測試條件I-V800/m,波動小于5W/2IEC60891:2009IEC60904-1I-VSTC現(xiàn)場測試結果可用于組件功率衰減的分布統(tǒng)計以及重大質(zhì)量缺陷判定，但不能用于精確的衰減率判定。系統(tǒng)能效比（PR）測試系統(tǒng)能效比測試按照附錄A測試730kh/。組件安裝傾角和方位角一致的光伏系統(tǒng)，修正到25℃后的系統(tǒng)能效比應大于83%。電網(wǎng)接入性能測試電網(wǎng)接入性能測試至少應包括電能質(zhì)量測試、有功/無功功率控制能力測試、低電壓穿越測試、電壓/頻率適應能力測試、防孤島保護測試（電網(wǎng)側并網(wǎng)時不需要進行）等。此項測試需由電網(wǎng)公司認可的檢測機構完成。測試結果應滿足GB/T19964的要求。測試程序—附加測試對地電壓（電阻接地系統(tǒng)）隔離二極管測試隔離二極管在開路和短路狀態(tài)下均可能失效，該測試對隔離二極管的安裝非常重要。在常規(guī)工作模式下，應測量隔離二極管兩端的電壓（VD應在0.5V到1.5V之間。如果電壓超出了這個范圍，應進一步進行調(diào)查，判定二極管是單獨失效，還是系統(tǒng)其它故障導致其受損。光伏方陣濕絕緣測試一般要求濕絕緣電阻測試是排查故障的主要方法。未正確使用的連接器(僅用于戶內(nèi)使用的型號)。該測試應用于整個方陣或者一個大系統(tǒng)的選定部分（特定的設備或者子陣列。通常選擇在其它測濕絕緣測試步驟下列測試步驟和本標準里關于絕緣測試的描述一樣，但增加了使方陣浸濕的初始步驟。，一個人將相關區(qū)域進行濕處理并通知測試開始后，另一個人應立即開始測試。遮擋評估遮擋評估目的是記錄目前存在的遮擋狀況，為未來遮擋評估比較提供基準。1注：這僅是太陽軌道圖的一個例子（太陽軌道的變化取決于緯度）圖1太陽軌道示意圖遮擋記錄應包括：記錄進行陰影遮擋評估的位置；（；通過縮放比例顯示所有遮擋物體的高度。注：對將來可能成為問題的任何陰影特征的描述也可能是有用的記錄。這些描述包括計劃中或正在進行的建設項目，以及所有生長高度可能超過方陣的植被。驗證報告一般要求完成上述檢查和測試過程后，應形成驗證報告，驗證報告至少包括以下內(nèi)容：a）系統(tǒng)基本信息（名稱，地址等。b）已檢查和測試的電路列表。c）檢查結果記錄。d）每個電路測試結果的記錄。e）下次檢查和測試的間隔。e）檢查和測試人員簽名。初始驗證7定期驗證7應提供定期驗證報告，并將任何故障和建議列入維修或改進的清單(如升級系統(tǒng)以滿足現(xiàn)行標準)。附錄A（規(guī)范性附錄）光伏系統(tǒng)能效比（PR）測試方法目的光伏系統(tǒng)系統(tǒng)能效比測試（PR）用于證明光伏系統(tǒng)的整體轉(zhuǎn)換效率能夠滿足系統(tǒng)設計轉(zhuǎn)換效率的要求。測試條件測試從測試周期第一天的0:00點開始，到測試周期最后一天的24:00點結束，以便被測設備在早晨自動開始運行，輸出功率，然后在傍晚自動進入待機狀態(tài)。光伏系統(tǒng)無限電或斷電情況。光伏系統(tǒng)正常運行所需的所有設備均應當按照正常的自動模式或手動模式運行。在完成功能測試和正常調(diào)試程序后，應馬上進行測試，以便所有關鍵系統(tǒng)均能夠正常運行。特殊情況冰雪斷電、限電測試期間有斷電或限電情況發(fā)生時，該期間的測試數(shù)據(jù)不參與計算，但是需要在測試報告中注明。不可抗力測試儀器ISO9060標準中二級（電能計量表精度不低于0.1級。IEC61829標準中所規(guī)定的位置進行安裝-40℃-85℃，精度不低于±2℃。圖A.1溫度傳感器布置的位置PR依據(jù)IEC61724-1:2017的定義，系統(tǒng)能效比按照下列公式計算：PR E ×100% (A.1-1)（PH)G其中：E：光伏系統(tǒng)并網(wǎng)點處凈發(fā)電量（單位：kWh)，由系統(tǒng)方提供；P：光伏系統(tǒng)全部光伏組件容量（單位：kWp)；HWhm)；G100W/。PRSTCPR不同并不屬于電站質(zhì)PR條件（25oC）25oC到接IEC61724-1:2017Ci=1+δi(Tcell–25°C)其中：δ：光伏組件的最大功率溫度系數(shù)Tcell：實測評估周期內(nèi)電池工作時段的輻照加權的平均工作結