2023并网光伏系统文件、检查及测试技术规范.docx

并网光伏系统文件、检查及测试技术规范目次前言III1 范围42 规范性引用文件43 术语和定义54 并网光伏系统分类75 检查和测试的抽样75.1 检查项目抽样75.2 测试项目抽样86 系统文件要求96.1 一般要求96.2 系统数据96.3 系统竣工图纸106.4 规格书116.5 应急系统116.6 运行和维护信息116.7 测试结果和调试数据117 验证117.1 一般要求117.2 检查127.3 测试148 测试程序I 类测试188.1 接地保护和/或等电位连接导体的连续性测试198.2 极性测试198.3 组串汇流箱测试198.4 组串开路电压测试208.5 光伏组串短路电流测试208.6 功能测试218.7 方阵绝缘电阻测试219 测试程序类测试229.1 一般要求229.2 组串 I-V 曲线测试229.3 光伏方阵红外热像检测程序249.4 组件电致发光（EL）测试249.5 组件功率衰减测试259.6 系统性能比（PR）测试259.7 电网接入性能测试2510 测试程序附加测试25I10.1 对地电压（电阻接地系统）2510.2 隔离二极管测试2510.3 光伏方阵湿绝缘测试2610.4 遮挡评估2610.5 建筑结构测试2610.6 系统污渍和灰尘遮挡损失测试2610.7 系统串并联失配损失2610.8 直流线损2610.9 交流线损2711 验证报告2711.1 一般要求2711.2 初始验证2711.3 定期验证27附录 A（规范性附录）光伏系统性能比（PR）测试方法28A.1. 目的28A.2. 测试条件28A.3. 特殊情况28A.4. 测试仪器28A.5. 系统性能比 PR 计算28A.6. 标准系统性能比 PRSTC 计算28annual-eqA.7. 年平均温度系统性能比 PR计算28附录 B(资料性附录)I-V 曲线的分析29B.1 一般要求29B.2 变化 1曲线上有台阶和缺口29B.3 变化 2低电流30B.4 变化 3低电压30B.5 变化 4圆滑的弯曲阶段31B.6 变化 5斜率减小的垂直阶段31B.7 变化 6斜率增大的水平阶段31附录 C(资料性附录)组件最大反向电流的确定32II并网光伏系统文件、检查及测试技术规范1 范围本标准规定了并网光伏系统的术语和定义、并网光伏系统分类、检查和测试的抽样、文件要求、检验、测试程序及验证报告。本标准可用来验证系统的安装是否安全以及操作正确与否，也可用于定期验证测试。本标准仅适用于并网光伏系统，不适用于储能系统（如含电池的储能系统）或混合系统，本标准的某些部分可适用于聚光光伏系统。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，仅所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 50217 电力工程电缆设计规范GB 50344 建筑结构检测技术标准GB 50797:2012 光伏发电站设计规范GB/T 2828.1:2012 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/T 16895.23 低压电气装置 第6部分 检验GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 32512 光伏发电站防雷技术要求NB/T 32004 光伏发电并网逆变器技术规范ISO 9060:1990 太阳能 半球向日射表和直接日射表的规范与分类（Solar energy; specification and classification of instruments for measuring hemispherical solar and direct solar radiation）IEC 60891 光伏设备 - 温度和辐照度修正测量IV特性程序（Photovoltaic devices - Procedures for temperature and irradiance corrections to measured I-V characteristics）IEC 60904-1 光伏器件.第1部分:光伏电流-电压特性的测量（Photovoltaic devices - Part 1: Measurement of photovoltaic current-voltage characteristics）IEC/TS 60904-13 光伏器件-第13部分：光伏组件电致发光（EL）测试（Photovoltaic devices - Part 13: Electroluminescence of photovoltaic modules）IEC 61010 测量、控制和实验室用电气设备的安全要求（Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and laboratory use）IEC 61557 交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全 防护措施的试验、测量或监控设备（ Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1000V a.c. and 1500V d.c.-Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures ）IEC 61724-1:2017 光伏系统性能 第1部分：监测（Photovoltaic system performance Part 1: Monitoring）IEC 61730-1 光伏组件安全鉴定 第1 部分： 结构要求（ Photovoltaic (PV) module safety qualification - Part 1: Requirements for construction）IEC 61730-2:2016 光伏(PV) 组件的安全鉴定 第2 部分 测试要求(Photovoltaic(PV) module safety qualification-Part 2:Requirements for testing)IEC 61829 光伏方阵I-V特性现场测量(Photovoltaic (PV) array On-site measurement of I-V characteristics)4IEC 62446-1:2016 光伏 (PV) 系统 测试、文档和维护要求 第1部分:并网系统 文件、调试和检验（Photovoltaic (PV) systems Requirements for testing, documentation and maintenance Part 1: Grid connected systems Documentation, commissioning tests and inspection）IEC 62548:2016 光伏方阵-设计要求（Photovoltaic (PV) arrays Design requirements）EN 50380:2017 光伏组件的数据表和铭牌信息（ Datasheet and nameplate information for photovoltaic modules）3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1 3.1交流组件AC module集成了逆变器且只有交流输出端口的光伏组件。3.2 3.2电缆型号cable type确定线缆等级、特定用途或使用环境的描述。注：很多国家使用一组代码来表示（例如“H07RNF”）3.3 3.3规格书data sheet基本的产品描述和规格说明。注：通常只有一两页，不是完整的产品说明书。3.4 3.4检查inspection通过各种感知器官对电气设施进行检查，以确定其电气设备的选择是否合适、安装是否正确。3.5 3.5逆变器inverter将直流电转换成单相或多相交流电的电能转换装置。3.6 3.6微型逆变器micro inverter输入电压小于120VDC且交流额定输出电压不超过600VAC的光伏逆变器。3.7 3.7组件集成电子装置module integrated electronics5安装在光伏组件上用于提供控制、监测或能量转换功能的电子设备，如优化器等。注：组件集成装置可以在工厂安装或现场组装。3.8 3.8光伏方阵PV array由光伏组件、光伏组串或光伏子方阵电气互联形成的组合。3.9 3.9光伏电池PV cell具有光生伏特效应（即：通过非热效应的转换将辐射能转换为电能）的最基本元件。3.10 3.10光伏组件PV module具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的，最小不可分割的光伏电池组合装置。3.11 3.11光伏组串PV string由一个或多个光伏组件串联而成的电路。3.12 3.12光伏组串汇流箱PV string combiner box连接多个光伏组串的汇流装置，通常包含过流保护装置、电子器件和/或隔离开关。3.13 3.13交流汇流箱Combiner box连接多个光伏逆变器交流输出的汇流装置，通常包含过流保护装置、电子器件和/或隔离开关。3.14 3.14最大串联熔断电流值 Maximum series fuse ratingIEC 61730-2中规定的光伏组件最大过电流保护值，记做IMOD_MAX_OCPR。3.15 3.15报告reporting记录检查和测试的结果。3.16 3.16测试testing按照设施的要求，通过适当的测量设备对其特定的预期用途或应用的确定，用于证明其有效性。注：包括通过适当的测量设备来获得数据，这些数据不是通过检查的方法得到。3.17 3.17验证verification6按照设施的要求，对其特定的预期用途或应用的确定，包含检查、测试和报告。3.18 3.18隔离二极管blocking diode与光伏组件、子方阵及方阵串联的二极管，用于防止反向电流流过。3.19 3.19户用并网光伏发电系统grid connected residential PV system安装于民用住宅以220V或380V接入用户侧电网或公共电网运行的光伏发电系统。3.20 3.20系统性能比(PR)Performance ratio光伏等效利用小时数与峰值日照时数的比值，用百分比表示，可以反映由于阵列温度和系统部件的低效率或故障（包括系统部件的平衡）而导致的系统输出损失的总体影响，是评估光伏电站质量的综合性指标。测试和计算方法见附录A。3.21 3.21标准性能比 PRSTC Standard performance ratio将光伏组件实际温度修正到标准结温（25）后的系统性能比，排除了不同气候区温度差异的影响，用于比较不同气候区光伏电站的质量。测试和计算方法见附录A。3.22 3.22年平均温度性能比 PRannual-eq Annual-temperature-equivalent performance ratio将测试期间的光伏组件实际温度修正到预期的年平均工作温度后得到的系统性能比，无论在何时测试，其值均接近年系统性能比。测试和计算方法见附录A。4 并网光伏系统分类按照电站规模和复杂程度分类：1）小型系统 并网电压等级400V及以下，装机容量不大于400kW的并网光伏系统。2） 中型系统 并网电压等级10kV35kV，装机容量不大于30MW的并网光伏系统。3） 大型系统 并网电压等级35kV以上，装机容量大于30MW的并网光伏系统。5 检查和测试的抽样5.1 检查项目抽样按关键设备型号划分抽样单元，抽样原则见表1。接收质量限AQL应在合同中规定或由负责部门制定， 但应避免AQL与检验水平的不协调。7表1 检查项目抽样表类别抽样单元检查项目抽样数量直流系统方阵一般要求GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）电击防护绝缘故障保护过电流保护接地连接保护防雷击/过电压保护电气设备的选择和安装交流系统逆变器所有检查内容GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）结构方阵安全评估100%标识方阵标签标识GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）5.2 测试项目抽样按关键设备型号划分抽样单元，抽样原则见表2，接收质量限AQL应在合同中规定或由负责部门制定，但应避免AQL与检验水平的不协调。表2 测试抽样表类别抽样单元测试类别检查或测试项目抽样数量交流系统逆变器I类所有测试GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）直流系统方阵I类接地保护和/或等电位连接导体的连续性测试GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）极性测试GB 2828.1-2012 S-1（正常抽样水平）汇流箱测试组串开路电压测试组串电流测试功能测试绝缘电阻测试方阵类组串I-V曲线测试红外测试组件类EL测试GB 2828.1-2012 S-4（正常抽样水平）功率衰减测试8表2 测试抽样表（续）电网接入性并网点类电能质量100%有功/无功功率控制能力低电压穿越电压/频率适应能力防孤岛保护（电网侧并网时不需要）附加测试附加测试的抽样不做要求，由业主、设计单位、施工单位根据测试目的协商确定。6 系统文件要求6.1 一般要求本章列出了并网光伏系统安装后需要提供的最基本的文件，确保业主、检查人员、运维工程师可获得所需的关键系统数据，这些文件包括基本的系统数据、系统竣工图纸、规格书、应急系统以及运行和维护信息。6.2 系统数据6.2.1 系统基本信息应提供下列最基本的系统信息。 系统“铭牌”信息通常呈现在文件档案的封面上。a)项目名称（适用时）。b) 系统额定功率（kW DC或kVA AC）。c) 光伏组件和逆变器的生产厂家，型号和数量。d)竣工日期。e)试运行日期。f)业主名称。 g)所在地址。h)合规性文件（立项审批、用地许可等）。i)并网点数量及电压等级。h)建筑结构安全评估报告（适用时）6.2.2 系统设计单位信息应至少提供系统设计单位的下列信息。当存在多家设计单位时，应说明每家单位在本项目中的作用。a）系统设计单位的名称。b) 系统设计单位的联系人。c) 系统设计单位的邮政地址、电话号码及电子邮件地址。d) 系统设计单位的资质信息。6.2.3 系统集成单位信息应至少提供系统集成单位的下列信息。当存在多家集成单位时，应说明每家单位在本项目中的作用。a）系统集成单位名称。b） 系统集成单位联系人。9c） 系统集成单位邮政地址、电话号码及电子邮件地址。d) 系统集成单位的资质信息。6.3 系统竣工图纸6.3.1 概述应至少提供主接线图，接线图应该标注6.3.2至6.3.6条款中包含的信息。注：这些信息要标注在主接线图上，当大型系统的接线图位置不够时，这些信息可以另外列在一个表格中。6.3.2 光伏方阵一般说明工程图或系统规范书应包括以下方阵设计资料： a）组件型号；b）组件总数； c）组串数量；d） 每个组串的组件数量；e） 明确每个组串对应连接的逆变器；f) 明确每个组串对应连接的汇流箱。当一个方阵包含多个子方阵时，工程图应体现出方阵子方阵的设计布局，以及每个子方阵的所有上述信息。6.3.3 光伏组串信息工程图或系统规范书应包括下列光伏组串资料： a）组串电缆的规格和型号；b）组串过电流保护装置（如果有）的型号及电压/电流等级； c）隔离二极管型号（如果有）。6.3.4 光伏方阵电气说明工程图或系统规范书应包括下列方阵电气信息： a）方阵主电缆的规格和类型；b） 组串汇流箱位置（如适用）；c） 直流隔离开关的位置和等级（电压/电流）（如适用）；d） 方阵过电流保护装置（如适用）的型号、位置和等级（电压/电流）；e） 如适用，其他方阵电气保护电路（例如故障电弧检测装置）的型号、位置和等级。6.3.5 交流系统工程图或系统规范书应包括下列交流系统信息： a）交流隔离开关的位置、型号和等级；b）交流过电流保护装置的位置、型号和等级。c）漏电保护器的位置，型号和等级（如果有）。6.3.6 接地和过电压保护工程图或系统规范书应包括下列接地和过电压保护信息：a）接地/连接导体详细信息规格和型号，包括方阵框架等电位连接电缆的详细信息（如果有）； b）所有连接到现有防雷系统（LPS）的详细信息。c）所有安装的浪涌保护装置（包括交直流线路）的详细信息，包括位置、型号和等级（如果有）。6.3.7 组串布置图10含有三个及以上组串的系统，应提供光伏系统布置图，布置图应清晰地显示出方阵和组串的连接关系，布置图还应显示组件、运维通道、电气设备、线缆布置等信息。6.3.8 支架系统设计图应提供方阵支架系统的设计图和设计说明，支架系统安全设计说明书。6.4 规格书作为基本要求，应提供下列系统部件的规格书：a） 所有类型组件的规格书，应满足IEC 61730-1的要求。提供光伏组件关键原材料（电池、盖板玻璃、胶粘剂、背板、铝边框、密封胶、接线盒等）的信息，包括制造商、型号及等级。b） 所有类型逆变器的规格书。其他重要的系统部件的规格书也需要提供。6.5 应急系统应提供光伏系统的所有应急系统资料（火灾报警，烟雾报警，快速关断装置等），应包括运行和设计的详细信息。6.6 运行和维护信息运行和维护信息应至少包括下列内容： a）确认系统正确运行的程序；b）系统故障处理检查表； c）紧急关机/隔离程序；d）适用时，对系统中机械、土木和电气部分的维护和清洁建议； e）光伏方阵相关的建设工程规划情况（例如屋顶的施工）； f）光伏组件和逆变器的质量保证文件包括生效日期和质保期； g）人工操作或防风防雨的保证文件。6.7 测试结果和调试数据应提供所有测试和试运行数据的记录，至少应包括本标准条款7中规定的测试结果。7 验证7.1 一般要求本章提出了对并网光伏系统的验证要求，包括初次和定期验证，并引用了GB/T 16895.23 中的适用部分，同时详细规定了附加测试要求。并网光伏系统的验证大多参考了GB/T 16895.23，该标准提供了所有电气设备初次和定期验证的要求。每个子系统和部件在施工阶段及施工完成后，交付业主使用之前，都应依据GB/T 16895.23 验证合格。初次验证应确保测试结果满足GB/T 16895.23的要求。对于增加或更换设备，应符合GB/T 16895.23标准的要求，并且不能影响现有设备的安全。新系统、新增设备或现有设备的更换，均应进行初次验证。为确保系统及其部件满足正常使用要求， 应进行定期验证。11光伏系统定期验证的时间间隔不应超过与其相连的交流电力系统定期验证的时间间隔。7.2 检查7.2.1 一般要求检查应在测试之前进行，通常在设备通电前完成。检查应符合GB/T 16895.23 的要求。如果安装完成后不容易靠近线缆，那么接线检查工作应在安装之前或安装期间进行。 针对并网光伏系统，检查应包括下列项目。7.2.2 直流系统的一般要求直流系统的检查应至少包括下列验证内容：a） 直流系统的设计与安装应满足GB/T 16895和IEC 62548:2016的要求；b） 安装在建筑物上的光伏方阵的最大电压不应超过1000V；系统电压不大于60V的系统，允许人员直接接触，60V系统电压1000V的系统，应安装危险电压警示标识或隔离措施，宜安装安全保护装置（如直流电弧故障监测保护装置、快速关断系统、直流开关等）；c） 应用在木质等易燃建筑物上的光伏系统，单块光伏组件或组串宜采用快速关断的方式控制输出电压，可使输出电压在80s内降至30V以下，以确保在特定条件下（如火灾发生时）的人身安全。7.2.3 直流系统的电击防护直流安装的检查应至少包括以下验证电击防护措施：a）提供超低压保护措施（安全超低压 SELV/保护超低压 PELV）；或 b）直流侧保护措施采用类或等同绝缘强度；c）光伏组串和方阵电缆的选择和安装应尽可能降低接地故障和短路时产生的危险，通常采用具有双重绝缘或加强绝缘的电缆。7.2.4 直流系统的绝缘故障保护直流安装的检查应包括验证防绝缘故障保护措施：a）直流任意一极具有功能性接地时，逆变器内部或交流侧应具有电气隔离措施；检查人员应具有电气隔离和功能接地的相关知识，以判断绝缘故障保护措施是否正确有效。b）按照 IEC 62548:2016 的要求安装光伏方阵绝缘阻抗检测和报警系统,或注：该功能通常由逆变器提供。c）按照 IEC 62548:2016 的要求安装光伏方阵残余电流检测和报警系统。当逆变器带隔离变压器且符合 NB/T 32004 要求时，可以不安装上述装置和报警系统。注：该功能通常由逆变器提供。7.2.5 直流系统的过电流保护直流安装的检查应包括验证直流电路中的过电流保护措施： a）对于没有组串过电流保护装置的系统，进行下列验证：1) IMOD_MAX_OCP（R 最大串联熔断电流值）大于可能出现的反向电流，即 IMOD_MAX_OCPR >（NS-1）*ISC_MOD,ISC_MOD为组串在 STC 条件下的短路电流，NS 为并联的组串数量；2) 组串电缆的规格型号应能承受其它并联组串产生的最大故障电流；b) 对于具有组串过电流保护装置的系统，如果采用保险丝作为组串的过电流保护装置，则应选择组件的“最大反向电流能力”作为保险丝的额定容量，即： In = IMOD_MAX_OCPR 。该组串的连接电缆亦应按照该电流进行设计。如果采用隔离二极管来防止反向电流或其它方式来进行过电流保护，则 In 应在 1.5* ISC_MOD 和 2.4*ISC_MOD 之间，且不大于 IMOD_MAX_OCPR。注：IMOD_MAX_OCP 应按照 EN 50380 标准的附录 A 测得。c) 对于具有方阵/子方阵过电流保护装置的系统，进行下列验证：12过电流保护装置应满足 IEC 62548:2016 规定的要求，其额定电流在 1.25*ISC S_ARRAY 和 2.4*ISC S_ARRAY之间。系统逆变器产生的直流反馈电流注入光伏方阵电路的潜在可能性也应被验证。所有的反馈电流应低于最大串联熔断电流值和组串电缆的额定电流值。7.2.6 直流系统的接地连接保护直流安装检查应包括下列验证内容：a） 当光伏系统直流某一极采用功能性接地时，功能性接地的设计和安装应满足 IEC 62548:2016 的要求；b） 当光伏系统直流侧直接接地时，应按照 IEC 62548:2016 要求提供功能接地故障断路器； c）方阵支架接地的设计和安装应满足 IEC 62548:2016 及 GB/T 32512 的要求；注：当地规范可能要求不同的连接。d）保护接地和/或等电位连接导线应与直流电缆平行。7.2.7 直流系统的防雷击/过电压保护直流安装检查应包括下列验证内容：a）直流线缆应捆扎在一起，线缆环路面积应尽可能小，使闪电引发的感应电压降到最低； b）长电缆的保护措施（例如：采用屏蔽措施或使用浪涌保护器，SPDs）；c）浪涌保护器的安装应满足 IEC 62548:2016 及 GB/T 32512 的要求（如适用）。7.2.8 直流系统电气设备的选择与安装直流安装的检查应包括下列验证内容：a） 光伏组件的应用等级应与最大直流系统电压匹配；b） 所有直流部件应能在直流状态持续工作，且其性能参数应与 IEC 62548:2016 规定的最大直流系统电压和电流匹配；注：检查直流系统需要具备最大系统电压和电流的知识。n 最大系统电压由组串/方阵设计、组件开路电压（VOC）以及与辐照度和温度变化相关的修正系数决定；n 最大故障电流由组串/方阵设计、组件短路电流（ISC）以及与辐照度和温度变化相关的修正系数决定。c） 线缆的选择和安装应能够抵抗外在因素的影响，如风、结冰、温度、紫外和太阳辐射的影响线缆的型号选择应符合 GB 50217 的要求；d） 光伏组串和子方阵应按照 IEC 62548:2016 的要求提供绝缘保护和隔离开关（直流线缆长度小于 1.5m 时可不提供）；e） 直流隔离开关的参数应与逆变器的直流侧匹配，并符合 IEC 62548:2016 的要求；注：GB/T 16895-9-1 提供四种关于隔离开关的不同方式，隔离开关的型号和位置一般在检验报告中体现。f） 如果安装有隔离二极管，其反向额定电压至少是光伏组串开路电压 Voc（标准工作条件下）的2倍（见 IEC 62548:2016）；g） 安装在一起的公母连接头应是同一制造商的同一型号，并符合 IEC 62548:2016 的要求（交流组件及系统电压小于 120V 且安装后直流线缆长度不超过 1.5 米的逆变器不适用本条款）。7.2.9 交流系统13光伏系统交流部分的检查应至少包括下列验证内容：a） 并网电压等级在 380V 以上的系统，逆变器的交流侧应有隔离措施，隔离设施可安装在逆变器内部或外部；b） 所有的隔离和开关装置按照光伏阵列安装在“负载”端，公共电网连接在“电源”端的连接方式安装；c） 逆变器的运行参数应符合当地规定；d） 逆变器交流侧安装残余电流保护器（RCD）时，应依据 IEC 62548:2016 的要求进行选择。注：一些逆变器要求使用 B 型 RCD。7.2.10 结构评估所有系统部件和支架结构的选择和安装应能抵抗外在因素的影响，如风、雪、温度和腐蚀的影响； 与建筑结合的光伏系统，应由有资质的设计单位对建筑的承载能力进行复验，确保建筑承载能力满足新增载荷要求。设计单位无法复验时，应由有资质的第三方机构按照7.3.1进行测试评估。家庭户用光伏发电系统结构安全应符合CPIA家庭户用光伏发电系统 第4部分：验收规范标准的要求。屋顶固定装置和电缆入口应进行防水处理（如有）。7.2.11 标识光伏系统标识的检查应至少包括下列验证内容：a）所有电路、保护装置、开关及接线端子应按照GB/T 16895和IEC 62548:2016的要求进行标识。b）所有直流汇流箱及配电柜应带有警示标识，表明内部带电部件与逆变器和电网断开后仍会带电。c）交流侧的隔离方式应给出明显标识。d）并网光伏系统属于双路电源供电的系统，应在并网点粘贴双电源警示标识。e）现场应有系统主接线图。g） 现场应有关机操作规程。h） 现场应有紧急关机操作规程（如需要）。i）所有符号和标签都应牢固粘贴并持久耐用。7.3 测试7.3.1 一般要求电气安装测试按照GB/T 16895.23 的要求进行。建筑结构测试按照GB/T 50344及相关标准的要求进行。测试设备、监控装备及测试方法应符合IEC 61557和IEC 61010 的相关要求，或采用具有等效性能和安全的测试设备。本标准描述的测试方法为参考方法，并不排除其它能给出有效结果的测试方法。每项测试应符合本标准第8条款的要求。所有相关的测试应按照本标准第8条款测试程序依次进行。如果某次测试指示故障，在该故障纠正后，应重复进行之前的所有测试，以防止该故障影响之前的测试结果。如果某一个测试的结果不符合标准要求，该测试和之前的所有可能受该不符合项影响的测试项目应重复进行。7.3.2 测试类别和附加测试测试类别应符合太阳能光伏系统的规模、类型、位置和复杂程度。测试类别分为类测试和类测试两类标准测试，此外还有一系列的附加测试，附加测试可在 类、 类测试完成后进行。 类测试适用于所有系统的测试序列。 类测试I类测试完成后的扩展测试序列。14附加测试在某些情况下可以进行的其他测试。7.3.3 采用组件集成电子装置的系统标准测试修正由交流组件、功率优化器或其他任何形式的组件集成电子装置构成的系统，标准测试需进行相应修正，如表1所示。表1 组件集成电子装置构成的系统标准测试修正表系统标准测试的修正交流组件1) 不需要进行直流侧的测试或检查微型逆变器（组件和逆变器通过端子直接相连）2) 不需要进行直流电路测试3) 需要进行直流系统检查微型逆变器（组件和逆变器通过外部接线相连）4) 需要进行直流电路测试5) 需要进行直流系统检查组件集成电子装置6) 遵循标准测试（如可行）7) 与制造商协商不适用的测试内容，例如绝缘电阻测试8) 与制造商协商确定测试通过/不通过的判定标准，例如预期的开路电压7.3.4 类测试I类测试是最基本的测试序列，无论系统的规模、类型、位置和复杂程度如何，I类测试都应进行。系统测试应在光伏系统的直流侧和交流侧进行，通常先进行交流侧的测试。在某些情况下，交流侧的测试可能实际上在测试后期进行，并且可能会安排在直流侧测试之后。如果有必要，一些直流侧的功能测试（例如：确保逆变器正常运行）需延迟至交流侧测试结束后进行。出于对安全性和防止损坏连接设备的考虑，应在所有组串进行相互连接之前进行极性和汇流箱测试。所有系统应遵循下列测试规则：交流侧依据GB/T 16895.23的要求测试所有的交流电路。直流侧光伏方阵直流电路应依据以下测试序列进行测试： a）接地保护和/或等电位连接导体的连续性测试；测试程序见8.1。安装在直流侧的保护接地和/或等电位连接导体，例如光伏支架的等电位连接、边框与支架的等电位连接、支架与接地端子的等电位连接、汇流箱及逆变器外壳和接地端子的等电位连接等，所有连接导体均应进行连续性测试。接地连续性测试结果应不大于0.5。b） 极性测试；测试程序见8.2。应验证所有直流电缆的极性。电缆极性确认之后，应检查电缆标识是否正确，并检查电缆与开关（断路器）或逆变器等系统部件的连接是否正确。注：为了安全和预防设备损坏，极性测试应在其他测试、开关闭合以及组串过流保护装置安装前进行。如果在已经连通的系统上检查出组串的极性反接，还应该检查组件和旁路二极管是否因此被损坏。c） 汇流箱测试（适用于使用直流汇流箱的系统）；测试程序见8.3。应验证汇流箱内部的所有接线的极性是否正确。d）组串开路电压测试；15测试程序见8.4。组串开路电压测试目的是核查组串接线及组串中组件数量是否正确。尤其在大型系统中，缺少一块组件或者组件数目错误较为常见。开路电压测试可以快速找到这些错误。注：电压明显低于预期值表明有一块或多块组件的极性连接错误，一个或多个旁路二极管短路以及绝缘不良、线槽或汇流箱积水造成的故障。电压高于预期值通常是接线错误导致的。测试结果应在±3%以内。在测试结果超过3%时，可选择进行方阵红外测试来验证是否存在旁路二极管短路等问题。e）组串电流测试（短路电流或工作电流）；测试程序见8.5。光伏组串电流测试目的是确保系统的正确运行，并验证光伏方阵接线无严重错误。该测试并不用于测量组件/方阵的性能。本测试可采用短路电流测试或工作电流测试。如果条件允许，尽可能选择短路电流测试，该测试方法不受逆变器的影响。注：I-V曲线测试不受逆变器的影响，是一种较好的组串短路电流替代测试方法。测试结果应在±10%以内。f）功能测试；测试程序见8.6。功能测试包含以下内容： 测试汇流箱、开关设备和其他控制设备的功能，包括但不限于显示、控制、通讯、开关机等功能， 确保正确地安装、连接及运行。 测试光伏系统中所有的逆变器，确保其正确运行。g）直流电路的绝缘电阻测试。测试程序见8.7。测试方阵电路对地的绝缘电阻，结果应满足表2的要求。注：I-V 曲线测试对于获取组串的开路电压和短路电流而言，是一种可行的代替方法。如果进行 I-V 曲线测试，就不需要单独测试开路电压和短路电流，只需要在 I 类测试序列的适宜位置加入 I-V 曲线测试即可。7.3.5 类测试类测试适用于中型和大型系统。所有I类测试已经完成并通过才可以开始进行类测试。除了I类测试，还可以选择进行以下测试内容：a） 组串I-V曲线测试测试程序见9.2。组串的I-V曲线测试可提供下列信息： 组串开路电压（Voc）和短路电流（Isc）的测量值； 最大功率点的电压（Vmpp）、电流（Impp）和最大功率（Pmax）的测量值； 方阵性能的测量值； 组件/组串填充因子的测量值； 识别组件/方阵的缺陷和遮挡问题。不同测试目的的 I-V 曲线测试要求