2022并網(wǎng)光伏系統(tǒng)文件、檢查及測試技術(shù)規(guī)范

目??次前 言 III范圍 1規(guī)范性引用文件 1術(shù)語和定義 2并網(wǎng)光伏系統(tǒng)分類 4檢查和測試的抽樣 4檢查項目抽樣 4測試項目抽樣 5系統(tǒng)文件要求 6一般要求 6系統(tǒng)數(shù)據(jù) 6系統(tǒng)竣工圖紙 7規(guī)格書 8應急系統(tǒng) 8運行和維護信息 8測試結(jié)果和調(diào)試數(shù)據(jù) 8驗證 8一般要求 8檢查 97.3測試 11測試程序—I類測試 15接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試 15極性測試 15組串匯流箱測試 16組串開路電壓測試 16光伏組串短路電流測試 17功能測試 18方陣絕緣電阻測試 18測試程序—Ⅱ類測試 19一般要求 19組串I-V曲線測試 19光伏方陣紅外熱像檢測程序 20組件電致發(fā)光（EL）測試 21組件功率衰減測試 21系統(tǒng)性能比（PR）測試 22電網(wǎng)接入性能測試 22測試程序—附加測試 22I對地電壓（電阻接地系統(tǒng)） 22隔離二極管測試 22光伏方陣濕絕緣測試 22遮擋評估 22建筑結(jié)構(gòu)測試 23系統(tǒng)污漬和灰塵遮擋損失測試 23系統(tǒng)串并聯(lián)失配損失 23直流線損 23交流線損 23驗證報告 23一般要求 23初始驗證 23定期驗證 24附錄A（規(guī)范性附錄）光伏系統(tǒng)性能比（PR）測試方法 25目的 25測試條件 25特殊情況 25測試儀器 25系統(tǒng)性能比PR計算 25準統(tǒng)能比PRC算 25annual-eq平溫系性比P′ 算 25annual-eq附錄B(資料性附錄)I-V曲線的分析 26一般要求 26變化1—曲線上有臺階和缺口 26變化2—低電流 27變化3—低電壓 27變化4—圓滑的彎曲階段 27變化5—斜率減小的垂直階段 28變化6—斜率增大的水平階段 28附錄C(資料性附錄)組件最大反向電流的確定 29II并網(wǎng)光伏系統(tǒng)文件、檢查及測試技術(shù)規(guī)范范圍本標準可用來驗證系統(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)規(guī)范性引用文件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/T6495.1-1996光伏器件第1部分光伏電流-電壓特性的測量GB/T16895.23低壓電氣裝置第6部分檢驗GB/T19964光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定GB/T32512光伏發(fā)電站防雷技術(shù)要求GB50217GB50344NB/T32004光伏并網(wǎng)逆變器技術(shù)規(guī)范T/CPIA0011.4-2019戶用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)第4部分：驗收規(guī)范標準CNCA/CTS0016-2015并網(wǎng)光伏電站性能檢測與質(zhì)量評估技術(shù)規(guī)范IEC60891IV特性程序（PhotovoltaicdevicesProceduresfortemperatureandirradiancecorrectionstomeasuredI-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）IEC/TS60904-1313（PhotovoltaicdevicesPart13: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)1IEC61829I-V特性現(xiàn)場測量(Photovoltaic(PVarray—On-sitemeasurementofI-Vcharacteristics)IEC62548:2016光伏方陣-設計要求（Photovoltaic(PV)arrays–Designrequirements）EN50380:2017光伏組件的數(shù)據(jù)表和銘牌信息（Datasheetandnameplateinformationforphotovoltaicmodules）術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。交流組件alternatingcurrentmodule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通過眼、鼻等器官或設備對設施進行檢查，以確定其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直流輸入電壓小于120V且交流額定輸出電壓不超過600V的光伏逆變器。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，如優(yōu)化器等。注：組件集成裝置可以在工廠安裝或現(xiàn)場組裝。2光伏方陣 photovoltaicarray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 photovoltaiccell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 photovoltaicmodule具有封裝及內(nèi)部聯(lián)結(jié)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 photovoltaicstring由一個或多個光伏組件串聯(lián)而成的電路單元。光伏組串匯流箱 photovoltaicstringcombinerbox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。交流匯流箱 combinerbox連接多個光伏逆變器交流輸出的匯流裝置，通常包含過流保護裝置、電子器件和/或隔離開關。最大串聯(lián)熔斷電流值maximumseriesfuseratingIEC6170-。報告 reporting記錄檢查和測試的結(jié)果。測試 testing按照設施的要求，通過適當?shù)臏y量設備對其特定的預期用途或應用的確定，用于證明其有效性。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按照設施的要求，對其特定的預期用途或應用的確定，包含檢查、測試和報告。3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。戶用并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng) gridconnectedresidentialphotovoltaicsystem安裝于民用住宅以220V或380V接入用戶側(cè)電網(wǎng)或公共電網(wǎng)運行的交流輸出額定功率不超過30kW光伏發(fā)電系統(tǒng)。系統(tǒng)性能比 performanceratioPR（包括系統(tǒng)部件的平衡標準性能比standardperformanceratioC年平均溫度性能比annual-temperature-equivalentperformanceratioq并網(wǎng)光伏系統(tǒng)分類按照電站規(guī)模和復雜程度分類：小型系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級400V及以下，裝機容量不大于400kW的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。中型系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級10kV~35kV，裝機容量不大于30MW的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。大型系統(tǒng)并網(wǎng)電壓等級35kV以上，裝機容量大于30MW的并網(wǎng)光伏系統(tǒng)。檢查和測試的抽樣檢查項目抽樣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)。4表1檢查項目抽樣表類別抽樣單元檢查項目抽樣數(shù)量直流系統(tǒng)方陣一般要求GB2828.1-2012S-1（正常抽樣水平）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GB2828.1-2012S-1（正常抽樣水平）結(jié)構(gòu)方陣安全評估100%標識方陣標簽標識GB2828.1-2012S-1（正常抽樣水平）測試項目抽樣AQ表2測試抽樣表類別抽樣單元測試類別檢查或測試項目抽樣數(shù)量交流系統(tǒng)逆變器I類所有測試GB2828.1-2012S-1（正常抽樣水平）直流系統(tǒng)方陣I類接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試GB2828.1-2012S-1（正常抽樣水平）極性測試GB2828.1-2012S-1（正常抽樣水平）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方陣Ⅱ類組串I-V曲線測試紅外測試5表2測試抽樣表（續(xù)）類別抽樣單元測試類別檢查或測試項目抽樣數(shù)量直流系統(tǒng)組件Ⅱ類EL測試GB2828.1-2012S-4（正常抽樣水平）功率衰減測試電網(wǎng)接入性并網(wǎng)點Ⅱ類電能質(zhì)量100%有功/無功功率控制能力低電壓穿越（適用時）電壓/頻率適應能力防孤島保護（電網(wǎng)側(cè)并網(wǎng)時不需要）附加測試附加測試的抽樣不做要求，由業(yè)主、設計單位、施工單位根據(jù)測試目的協(xié)商確定。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；竣工日期；試運行日期；業(yè)主名稱；所在地址；合規(guī)性文件（立項審批、用地許可等）；并網(wǎng)點數(shù)量及電壓等級；建筑結(jié)構(gòu)安全評估報告（適用時）。系統(tǒng)設計單位信息應至少提供系統(tǒng)設計單位的下列信息。當存在多家設計單位時，應說明每家單位在本項目中的作用。系統(tǒng)設計單位的名稱；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)設計單位的資質(zhì)信息。系統(tǒng)集成單位信息應至少提供系統(tǒng)集成單位的下列信息。當存在多家集成單位時，應說明每家單位在本項目中的作用。系統(tǒng)集成單位名稱；系統(tǒng)集成單位聯(lián)系人；6系統(tǒng)集成單位郵政地址、電話號碼及電子郵件地址；系統(tǒng)集成單位的資質(zhì)信息。系統(tǒng)竣工圖紙概述應至少提供主接線圖，接線圖應該標注6.3.2~6.3.6中包含的信息。注：這些信息要標注在主接線圖上，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：組件型號；組件總數(shù)；組串數(shù)量；每個組串的組件數(shù)量；明確每個組串對應連接的逆變器；明確每個組串對應連接的匯流箱。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：組串電纜的規(guī)格和型號；組串過電流保護裝置（如果有）的型號及電壓/電流等級；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：方陣主電纜的規(guī)格和類型；組串匯流箱位置（如適用）；直流隔離開關的位置和等級（電壓/電流）（如適用）；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：交流隔離開關的位置、型號和等級；交流過電流保護裝置的位置、型號和等級；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：接地/（如果有所有連接到現(xiàn)有防雷系統(tǒng)（LPS）的詳細信息；（包括交直流線路（如果有。7組串布置圖支架系統(tǒng)設計圖應提供方陣支架系統(tǒng)的設計圖和設計說明，支架系統(tǒng)安全設計說明書。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。提供光伏組件關鍵原材料（電池、蓋板玻璃、膠粘劑、背板、鋁邊框、密封膠、接線盒等）的信息，包括制造商、型號及等級；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。應急系統(tǒng)（運行和維護信息運行和維護信息應至少包括下列內(nèi)容：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；光伏方陣相關的建設工程規(guī)劃情況（例如屋頂?shù)氖┕ぃ还夥M件和逆變器的質(zhì)量保證文件—包括生效日期和質(zhì)保期；人工操作或防風防雨的保證文件；防積雪或異物墜落設施信息。測試結(jié)果和調(diào)試數(shù)據(jù)應提供所有測試和試運行數(shù)據(jù)的記錄，至少應包括第7章中規(guī)定的測試結(jié)果。驗證一般要求GB/T16895.23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(jié)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。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。8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：直流系統(tǒng)的設計與安裝應滿足GB/T16895.23和IEC62548:2016的要求；安裝在建筑物上的光伏方陣的最大系統(tǒng)電壓不應超過60V1000V系統(tǒng)電壓大于80V（同時具備屋頂功能和光伏發(fā)電功能的一體化屋面3米范圍外或建筑物1.5米范圍外的導體電壓應在30s內(nèi)降低到30V以下，以確保在特定條件下（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：提供超低壓保護措施（安全超低壓SELV/保護超低壓PELV）；或直流側(cè)保護措施采用Ⅱ類或等同絕緣強度；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：直流任意一極具有功能性接地時，逆變器內(nèi)部或交流側(cè)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。按照IEC62548:2016的要求安裝光伏方陣絕緣阻抗檢測和報警系統(tǒng),或注：該功能通常由逆變器提供。按照IEC62548:201632004要求時，可以不安裝上述裝置和報警系統(tǒng)。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：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IRNS-×ID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；9In應按照組件制造商給出的最I1.×D<In<2.4I極管來防止反向電流。注2：IMOD_MAX_OCP應按照EN50380標準測得，具體可參考附錄C。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：IEC6258:2161.5ICY和2.×CY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；當光伏系統(tǒng)直流側(cè)直接接地時，應按照IEC62548:2016要求提供功能接地故障斷路器；方陣支架接地的設計和安裝應滿足IEC62548:2016及GB/T32512的要求；注：當?shù)匾?guī)范可能要求不同的連接。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；SPD；浪涌保護器的安裝應滿足IEC62548:2016及GB/T32512的要求（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規(guī)定的最大直流系統(tǒng)電壓和電流匹配；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。光伏組串和子方陣應按照IEC62548:2016（直流線纜長度小于1.5；直流隔離開關的參數(shù)應與逆變器的直流側(cè)匹配，并符合IEC62548:2016的要求；注：GB/T16895-9-1標準工作條件下的2（IEC6258:216；10IEC62548:2016（交流組件及系統(tǒng)電壓小于120V且安裝后直流線纜長度不超過1.5m的逆變器不適用本條款。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：并網(wǎng)電壓等級在380V逆變器的運行參數(shù)應符合當?shù)匾?guī)定；逆變器交流側(cè)安裝殘余電流保護器（RCD）時，應依據(jù)IEC62548:2016的要求進行選擇。注：一些逆變器要求使用B型RCD。結(jié)構(gòu)評估所有系統(tǒng)部件和支架結(jié)構(gòu)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；足新增載荷要求。設計單位無法復驗時，應由有資質(zhì)的第三方機構(gòu)按照7.3.1進行測試評估。家庭戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)安全應符合T/CPIA0011.4-2019的要求。屋頂固定裝置和電纜入口應進行防水處理（如有）。標識光伏系統(tǒng)標識的檢查應至少包括下列驗證內(nèi)容：所有電路、保護裝置、開關及接線端子應按照GB/T16895.23和IEC62548:2016的要求進行標識。交流側(cè)的隔離方式應給出明顯標識。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)主接線圖?，F(xiàn)場應有關機操作規(guī)程?，F(xiàn)場應有緊急關機操作規(guī)程（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的要求進行。建筑結(jié)構(gòu)測試按照GB/T50344及相關標準的要求進行。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(jié)果的測試方法。每項測試應符合第8~10章的要求。所有相關的測試應按照第8~10章的測試程序依次進行。11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3組件集成電子裝置構(gòu)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(cè)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）阻測試與制造商協(xié)商確定測試通過/準，例如預期的開路電壓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(cè)和交流側(cè)進行，通常先進行交流側(cè)的測試。交流側(cè)依據(jù)GB/T16895.23的要求測試所有的交流電路。直流側(cè)光伏方陣直流電路應依據(jù)以下測試序列進行測試：接地保護和/8.1。安裝在直流側(cè)的保護接地和/或等電位連接導體，例如光伏支架的等電位連接、邊框與支架的等電位連接、支架0.5Ω。8.2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。（適用于使用直流匯流箱的系統(tǒng)8.312有接線的極性是否正確。8.4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。測試結(jié)果應在±3%以內(nèi)。在測試結(jié)果超過3%時，可選擇進行方陣紅外測試來驗證是否存在旁路二極管短路等問題。（短路電流或工作電流8.5該測試并不用于測量組件/方陣的性能。本測試可采用短路電流測試或工作電流測試。如果條件允許，盡可能選擇短路電流測試，該測試方法不受逆變器的影響。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。測試結(jié)果應在±10%以內(nèi)。8.6。功能測試包含以下內(nèi)容：等功能，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。8.72注：I-VI-VII-V即可。Ⅱ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，還可以選擇進行以下測試內(nèi)容：組串I-V曲線測試。測試程序見9.2。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；最大功率點的電壓（Vmpp）、電流（Impp）和最大功率（Pmax）的測量值；方陣性能的測量值；組件/組串填充因子的測量值；識別組件/不同測試目的的I-V曲線測試要求如下：I-VVocIscI-VI-VI-VI-V。I-VI-V（銘牌（銘牌）I-V/I-V13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。I-V曲線形狀分析可參考附錄B。在記錄一條I-V曲線時，其形狀應被用于研究與預期曲線的偏（在輻照度不穩(wěn)定的條件下，可將曲線轉(zhuǎn)換到相同的溫度和輻照度條件（例如STC標準條件下）進行比較。紅外（IR）測試。測試程序見9.3。紅外（IR）熱像檢測目的是發(fā)現(xiàn)實際工作中的光伏組件不尋常的溫度變化，該溫度變化或許暗示著方陣和/或組件的內(nèi)部問題，例如反向偏置電池，旁路二極管損壞，焊接故障，接觸不良和其它可能導致局部高溫的故障。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。600/m2高于20℃。組件上某個熱斑通常代表著一個電氣問題，可能由串聯(lián)電阻、并聯(lián)電阻或者電池查也可以發(fā)現(xiàn)組件過熱的跡象，比如因局部過熱造成的一個棕色區(qū)域或者變色區(qū)域。5℃，如果連接處較熱，應查看連接處是否松弛或者腐蝕。組件EL測試。測試程序見9.4。根據(jù)拍攝的照片，給出每塊組件的EL結(jié)果，結(jié)果應包含：組件EL判定標準進行判定，未提供判定標準時，由業(yè)主、設計單位、施工單位、組件制造商協(xié)商確定。組件功率衰減測試。測試程序見9.5。多晶硅電池組件和單晶硅電池組件衰減率首年分別不高于2.5%和3%，后續(xù)每年不高于0.7%，25年內(nèi)不高于20%；薄膜電池組件衰減率首年不高于5%，后續(xù)每年不高于0.4%，25年內(nèi)不高于15%。系統(tǒng)性能比測試。測試程序見9.6。組件安裝傾角和方位角一致的光伏系統(tǒng)，標準系統(tǒng)性能比應大于83%。組件安裝傾角和方位角不一致時，選擇所有安裝傾角和方位角中最優(yōu)的方位角和傾角的一個發(fā)電單元進行測試，該發(fā)電單元的標準系統(tǒng)性能比應大于80%。年平均溫度性能比結(jié)果判定由系統(tǒng)業(yè)主、安裝單位、設計單位協(xié)商確定。電網(wǎng)接入性能測試。測試程序見9.7。測試結(jié)果應滿足GB/T19964的要求。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。1410.1（電阻10.2隔離V應在0.V1.6V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。10.3（特定的設備或者子陣列10.410.5直流線損。測試程序見10.8，平均直流線損應不大于2%。交流線損。測試程序見10.9，平均交流線損應不大于2%。測試程序—I接地保護和/或等電位連接導體的連續(xù)性測試測試儀器使用接地電阻測試儀進行測試，量程至少(0.00~19.99)Ω，分辨率不低于0.01Ω。測試步驟按照以下步驟進行測試：將測試導線一端連接至測試儀器；短接測試導線，測試導線內(nèi)阻，并進行導線內(nèi)阻補償；將測試導線另一端連接至測試對象，測試連接通路的連接電阻；d）極性測試15測試儀器使用數(shù)字萬用表進行測試，量程應和系統(tǒng)電壓相匹配，分辨率不低于0.1V。測試步驟按照以下步驟進行測試：a）在其他測試、開關閉合以及組串過流保護裝置安裝前進行該測試；b）按照子方陣、方陣的順序進行測試；記錄測試結(jié)果；記錄測試位置的極性標識情況。注：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儀器使用數(shù)字萬用表進行測試，量程應和系統(tǒng)電壓相匹配，分辨率不低于0.1V。測試步驟按照以下步驟進行測試：a）在其他測試、開關閉合以及組串過流保護裝置安裝前進行該測試；b）測試匯流箱內(nèi)每個組串的極性；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。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。d）e）記錄測試組串位置的極性標識情況。組串開路電壓測試測試儀器使用數(shù)字萬用表進行測試，量程應和系統(tǒng)電壓相匹配，分辨率不低于0.1V。使用總輻射表或參考電池監(jiān)控方陣面輻照，輻照值應能實時顯示，便于測試者實時讀取。測試步驟按照以下步驟進行測試：a）在其他測試、開關閉合以及組串過流保護裝置安裝前進行該測試；b）安裝輻照監(jiān)控設備，并觀察輻照波動情況；c）（5W/d）按照以下方法進行計算：16；（（光伏組串短路電流測試測試儀器使用鉗形表、電流表或I-V測試儀進行測試，量程應和系統(tǒng)電壓和電流等級相匹配，分辨率不低于0.01A。使用總輻射表或參考電池監(jiān)控方陣面輻照，輻照值應能實時顯示，便于測試者實時讀取。組串短路電流測試步驟按照以下步驟進行測試：斷開組串的開關或過流保護裝置；使用“短路開關測試箱”或I-V測試儀，通過它可在組串回路中串聯(lián)一個短路開關，使組串暫時短路；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。安裝輻照監(jiān)控設備，并觀察輻照波動情況；5W/電流；e）（流的±1%范圍內(nèi)）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。組串工作電流測試步驟按照以下步驟進行測試：a）；b）±5Wmd）（171%范圍內(nèi)）100。e）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；IEC60891:2009；使用專業(yè)的光伏測試儀（具有輻照度測量功能。功能測試測試儀器通過目視檢查進行該項測試。測試步驟按照以下步驟進行測試：按照測試對象的說明書進行操作，確認其各種功能能夠正常運行；記錄測試結(jié)果，測試設備的位置、型號及序列號等信息。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；d）e）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。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。絕緣電阻測試有以下兩種方法：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：a）b）在方陣正負極和支架之間進行絕緣電阻測試。（如果采用方法b)，為了使形成電弧的危險降到最低，方陣的正負極應采用安全的方式短接，可采18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。測試儀器2MΩ0.1MΩ，4測試步驟按照以下步驟進行測試：嚴禁未經(jīng)允許的人員接近；；（；如果使用方法2f）2進行，且設備讀數(shù)顯示為歐姆；g）10kWp及以下光伏方陣，絕緣電阻的測試電壓按照表2的要求選擇；i）10kWp以上的光伏方陣，首先測試整個方陣，在整個方陣結(jié)果不滿足要求時，單獨測試每4的要求選擇。表4方陣絕緣電阻要求（V1.2）V測試電壓V最小絕緣電阻MΩ<1202500.5120至5005001500-100010001＞100015001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I-V巡檢技術(shù)擴大抽檢比例。I-V測試儀器使用專用的光伏I-V測試儀進行測試，其量程應和所測組串的開路電壓和短路電流相匹配。直流電壓、直流電流、功率的測試準確度不低于±1%。輻照度測試準確度不低于±1%,溫度測試準確度不低于±1℃，重復性優(yōu)于±0.5℃。I-VVc和IcI-VI-V19I-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。700/m。I-V確保系統(tǒng)處于斷開狀態(tài)，且所有回路中沒有電流；隔離準備測試的光伏組串，并與I-V曲線測試設備連接；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；安裝與I-V曲線測試儀相關的輻照度計，使它與方陣平面平行，并確保輻照度計不受局部陰影如果I-V曲線測試儀采用了電池溫度探頭，該探頭應牢牢固定在組件背面，接近組件中心的電池中心。如果需要通過I-V測試儀計算溫度修正值，應確保正確的組件特性被錄入I-V測試儀，700/m測得的最大功率值應與被測方陣額定（銘牌）值相比較，測量值應在規(guī)定的功率誤差范圍內(nèi)。測試步驟依據(jù)IEC61829的要求，測試數(shù)據(jù)的輻照度和溫度修正參考IEC60891。I-V—識別光伏組件/方陣的缺陷或陰影遮擋問題如果I-VI-V100/m10W/2100/2I-VI-VB。光伏方陣紅外熱像檢測程序測試儀器2℃，分辨率不低于240像素×180像素。使用總輻射表或參考電池監(jiān)控方陣面輻照，輻照值應能實時顯示，便于測試者實時讀取。測試步驟按照以下步驟進行測試：（；400/600/m（這可能需要在組件各側(cè)重復進行。選定測試面后，在測試儀器中設定相對應的發(fā)射率參數(shù)；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。任何造成方陣與周圍環(huán)境呈現(xiàn)明顯溫差的特殊問題；20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；拍攝存在溫度異常的設備的紅外和可見光照片。記錄下溫度異常設備的位置、編號、序列號、照片編號等信息；（組串或組件在某些情況下，通過有溫度異常點和無溫度異常點所在組串的I-V曲線之間的比較是非常有用的方法。組件電致發(fā)光（EL）測試測試儀器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。測試步驟按照以下步驟進行測試：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；；相機分辨率及其它設置應按照IECTS60904-13的要求進行；Isc，直到組件溫度處于穩(wěn)定狀態(tài)，然后在相同的偏置電流下拍攝EL圖像；保存EL圖像，并記錄組件位置、型號、序列號；使用圖像處理軟件對圖像進行處理，以便于進行圖像分析；i）EL判定標準分析并記錄缺陷類型、缺陷數(shù)量。組件功率衰減測試測試儀器I-V60891STCIEC60904-1I-VSTC測試步驟GB/T645.11993800/m。21實驗室測量時，按照GB/T6495.1-1996第4章（穩(wěn)態(tài)模擬器）和第5章（暫態(tài)模擬器）進行測試。組件功率衰減率=（標稱最大功率-測試的STC最大功率）/標稱最大功率×100%。系統(tǒng)性能比（PR）測試系統(tǒng)性能比測試按照附錄A測試730kh/m。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(cè)并網(wǎng)時不需要進行）等。此項測試需由有資質(zhì)的的檢測機構(gòu)完成。測試結(jié)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（VB光伏方陣濕絕緣測試一般要求測試步驟，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。8.7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。122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：a）b）（；c）通過縮放比例顯示所有遮擋物體的高度。以及所有生長高度可能超過方陣的植被。建筑結(jié)構(gòu)測試按照GB/T50344進行測試。系統(tǒng)污漬和灰塵遮擋損失測試按照CNCA/CTS0016-2015中9.3進行測試。系統(tǒng)串并聯(lián)失配損失按照CNCA/CTS0016-2015中9.7進行測試。直流線損按照CNCA/CTS0016-2015中9.8進行測試。交流線損按照CNCA/CTS0016-2015中9.10進行測試。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）；b）已檢查和測試的電路列表；c）檢查結(jié)果記錄；d）e）初始驗證237定期驗證對現(xiàn)有設備的定期驗證應按照第7章的要求進行。在適當情況下，應考慮以前定期驗證的結(jié)果和建議。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)。24附錄A（規(guī)范性附錄）光伏系統(tǒng)性能比（PR）測試方法目的光伏系統(tǒng)系統(tǒng)性能比測試（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。測試條件測試的數(shù)據(jù)記錄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(jié)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