高海拔光伏電站發(fā)電設備現(xiàn)場檢測規(guī)范

DB63/XXXXX—XXXX

高海拔光伏電站發(fā)電設備現(xiàn)場檢測規(guī)范

1范圍

本標準規(guī)定了光伏電站現(xiàn)場檢測條件、檢測設備、檢測流程、檢測安全、檢測抽樣、檢測規(guī)范和檢

測報告等內(nèi)容。

本標準適用于海拔1500米以上高海拔地區(qū)光伏電站現(xiàn)場組件到逆變器的檢測。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文

件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB/T2828.1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光伏器件第1部分:光伏電流-電壓特性的測量

GB/T7251.1低壓成套開關(guān)設備和控制設備第1部分:總則

GB/T18210晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場測量

GB/T20626.1特殊環(huán)境條件高原電工電子產(chǎn)品第1部分:通用技術(shù)要求

GB26860電力安全工作規(guī)程發(fā)電廠和變電站電氣部分

GB/T31365光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)檢測規(guī)程

GB50343建筑物電子信息系統(tǒng)防雷技術(shù)規(guī)范

NB/T32008光伏發(fā)電站逆變器電能質(zhì)量檢測技術(shù)規(guī)程

NB/T32032光伏發(fā)電站逆變器效率檢測技術(shù)要求

NB/T32034光伏發(fā)電站現(xiàn)場組件檢測規(guī)程

IEC61215-1地面光伏模塊設計資質(zhì)和型式認可第1部分:試驗要求（Terrestrialphotovoltaic

(PV)modules-Designqualificationandtypeapproval-Part1:Testrequirements）

IEC61730-1光伏(PV)組件的安全條件第1部分:結(jié)構(gòu)要求（Photovoltaic(PV)modulesafety

qualification-Part1:Requirementsforconstruction）

IEC61730-2光伏(PV)組件的安全資格第2部分:測試要求（Photovoltaic(PV)modulesafety

qualification-Part2:Requirementsfortesting）

3術(shù)語和定義

下列術(shù)語和定義適用于本標準。

3.1

電致發(fā)光

又可稱場致發(fā)光、或電場發(fā)光，簡稱EL（ElectroLuminescent），是通過加在兩電極的電壓產(chǎn)生

電場，被電場激發(fā)的電子碰擊發(fā)光中心，而引致電子在能級間的躍遷、變化、復合導致發(fā)光的一種物理

現(xiàn)象。

1

DB63/XXXXX—XXXX

3.2

太陽能電池組件電致發(fā)光檢測儀

利用太陽能電池的電致發(fā)光原理來檢測組件是否存在缺陷的設備。

3.3

缺陷

主要指的是太陽能電池組件在電致發(fā)光作用下可觀察到的同心圓、亮點、黑心、黑邊、黑斑、亮斑、

裂紋、斷柵、斷裂、黑片、隱裂片、明暗片等影響太陽能電池效率的性能特征。

3.4

標準測試條件

是指太陽能電池溫度為25℃±1℃，大氣質(zhì)量光譜輻照度分布AM為1.5，輻照度為1000W/m2的測試條

件，簡稱STC（standardtestcondition）。

4檢測條件

4.1電站運行

光伏電站現(xiàn)場檢測時間節(jié)點應確定在光伏電站已安裝投運后開展。

4.2電站信息

檢測前，應提供設計文件，至少應包括主接線圖和光伏方陣總平面布置圖，且應包含本標準以下條

款信息：

a)光伏方陣的一般說明，設計文件應包括以下光伏方陣資料：

1)組件類型（廠家）；

2)組件總數(shù)；

3)組串數(shù)量；

4)每個組串的組件數(shù)量；

5)組件傾角和方位角；

6)匯流箱數(shù)量；

7)每個匯流箱的組串數(shù)量；

8)逆變器數(shù)量；

9)每個逆變器的匯流箱數(shù)量。

b)光伏組串信息，設計文件應包括以下光伏組串信息：

1)組串電纜規(guī)格的尺寸和類型；

2)組串過電流保護裝置的規(guī)格、類型和電壓/電流等級；

3)匯流箱中組串保險的型號及類型。

c)光伏匯流箱信息，設計文件應包括以下光伏匯流箱信息：

1)匯流箱出線電纜規(guī)格的尺寸和類型；

2)匯流箱過電流保護裝置的規(guī)格、類型和電壓/電流等級；

3)匯流箱中斷路器型號及類型。

2

DB63/XXXXX—XXXX

d)光伏方陣電氣說明，設計文件應包括以下方陣電氣信息：

1)方陣匯流箱的位置；

2)直流開關(guān)類型、位置和等級（電壓/電流）；

3)方陣過電流保護裝置的規(guī)格、類型和電壓/電流等級。

e)接地保護，設計文件應包括以下接地保護信息：

1)接地連接體的尺寸和連接點，包括詳細方陣框架等電位連接線的安裝；

2)所有安裝浪涌保護（包括交直流線路）設備的詳細資料，包括位置、類型和等級。

f)漏電保護，設計文件應包括以下漏電保護信息：

1)設計文件應包括以下漏電保護信息；

2)漏電保護器的位置；

3)漏電保護器的類型；

4)漏電保護器的等級。

g)發(fā)電設備安全標識，高原型成套設備的銘牌等安全標識除應符合GB7251.1規(guī)定及常規(guī)型產(chǎn)品

標準中有關(guān)銘牌要求外，還需要按GB/T20626.1規(guī)定，在銘牌上標出產(chǎn)品適用的海拔等級。

4.3維護信息

至少應包括下列內(nèi)容：

a)運行記錄；

b)維護記錄。

5檢測設備

5.1逆變器檢測裝置

逆變器檢測裝置應滿足如下要求：

a)所用檢測設備能獲取太陽輻照值；

b)所用檢測設備能獲取組件溫度；

c)所用檢測設備能獲取環(huán)境溫度。

5.2組件溫度檢測裝置

組件溫度檢測裝置應滿足如下要求：

a)測量范圍：-50℃～+100℃；

b)測量精度：±0.5℃；

c)工作環(huán)境溫度：-50℃～+100℃。

5.3組件紅外檢測裝置

組件紅外檢測裝置包括無人機搭載熱像儀、便攜式紅外熱像儀。分別應滿足如下要求：

a)無人機搭載熱像儀應滿足如下要求：

1)具有斷點續(xù)航能力；

2)具備航線規(guī)劃及按航線飛行條件；

3)具有自動識別、標注及自動定位功能；

4)具備實時傳輸功能，傳輸距離滿足檢測范圍要求。

b)便攜式紅外熱像儀應滿足如下要求：

3

DB63/XXXXX—XXXX

1)應選取精度小于等于±2%的檢測設備；

2)靈敏度：小于0.15℃；

3)具有連續(xù)拍攝功能；

4)具有足夠的儲存空間，儲存格式推薦為：JPEG。

5.4組串I-V檢測裝置

組串I-V檢測裝置應滿足如下要求：

a)具備STC轉(zhuǎn)換功能；

b)測量誤差：小于0.1%；

c)應選取精度小于等于±2%的檢測設備；

d)所用檢測設備應具備存儲I-V曲線與參數(shù)的功能；

e)所用檢測設備應含有與檢測設備相連接的輻照計；

f)應選取測量組件背板表面溫度精度小于等于±1%的檢測設備；

g)所用檢測設備應具備測量并儲存開路電壓和短路電流的功能。

5.5組件EL檢測裝置

組件EL檢測裝置應滿足如下要求：

a)紅外相機：成像空間分辨率應大于每像素500um；

b)恒流源供電：0V～500V自適應；

c)暗室或暗環(huán)境：能使電池測試面上雜散光在800nm～1200nm范圍內(nèi)的總強度應小于每平方米

1mW。

5.6絕緣電阻測試儀

絕緣電阻測試儀應滿足如下要求：

a)測試電壓大于等于250V；

b)檢測時間能大于等于60s。

5.7接地電阻測試儀

接地電阻測試儀應滿足如下要求：

a)能夠提供2.5倍于組件最大過流保護電流值的恒流源；

b)合適的電壓表。

5.8多路測試儀

多路測試儀宜滿足如下要求：

a)同時檢測組串數(shù)不少于16路；

b)能夠進行實時數(shù)據(jù)存儲。

5.9現(xiàn)場標態(tài)I-V車

現(xiàn)場標態(tài)I-V車宜滿足如下要求：

a)車內(nèi)檢測環(huán)境能夠控制到STC測試條件的狀態(tài)；

b)檢測車能夠開進光伏電站現(xiàn)場。

6檢測流程

4

DB63/XXXXX—XXXX

6.1一般流程

根據(jù)現(xiàn)場實時運行數(shù)據(jù)，找出有疑問的逆變器單位，進行小單元、完整檢測。對檢測數(shù)據(jù)進行分析

以后，再擴大檢測范圍。

6.2絕緣電阻、接地與漏電流

進入現(xiàn)場后，先對方陣的絕緣電阻、接地與漏電流進行檢測，確保安全后再檢測其他發(fā)電設備。

6.3逆變器

查看歷史數(shù)據(jù)，結(jié)合實時氣象條件和運行數(shù)據(jù)，兩者進行對比，找出實時功率較差的逆變器，確定

其所在方陣，進行現(xiàn)場檢測。先對逆變器進行檢測（可利用電能質(zhì)量分析儀進行輸入、輸出功率和電能

質(zhì)量檢測），排除因氣象因素導致的功率下降和逆變器本身的問題，從而進一步進行逆變器輸入端的檢

查。

6.4匯流箱

同一匯流箱中，檢測每一路的電壓、電流，對比找出有問題的組串后，對組串的各組件進行檢測，

發(fā)現(xiàn)并更換有問題的組件后，再進行檢測，如果電壓、電流恢復到其他組串的值，則檢測、分析及措施

就成功。

6.5組串

現(xiàn)場觀察組件的清潔度和被污染情況。通過逆變器顯示找出電壓或電流異常的支路，確定其匯流箱

編號。找出相應的匯流箱，拉開各組串保險，利用I-V測試儀，檢測各組串的電壓、電流值，進行編號

和數(shù)據(jù)記錄。

6.6組件

利用紅外熱像儀對組件、組件背板、組件連接線路進行檢測。經(jīng)過紅外熱像儀及I-V檢測結(jié)果分析，

縮小缺陷范圍，進行El隱裂檢測，對發(fā)現(xiàn)有隱裂問題的組件檢查其安裝壓塊和支架螺絲是否緊固。

7檢測安全

7.1作業(yè)現(xiàn)場的基本要求

按照GB26860的規(guī)定執(zhí)行。

7.2作業(yè)人員的基本要求

按照GB26860的規(guī)定執(zhí)行。

7.3檢測安全要求

7.3.1檢測人員要求如下：

a)限制非授權(quán)人員進入工作區(qū)；

b)進行檢測前辦理停電工作票；

c)禁止非專業(yè)人員進行電站電氣設備操作，避免觸電或造成系統(tǒng)停運；

d)未經(jīng)允許不得停運設備；

e)不得接觸電氣設備，防止觸電；

5

DB63/XXXXX—XXXX

f)工作人員正確使用檢測設備；

g)工作人員帶好個人防護設備。

7.3.2檢測環(huán)境要求如下：

a)大風、雷雨等惡劣條件下不得進行檢測；

b)選擇光照強度較強時刻進行檢測。

7.3.3為了檢測安全和檢測數(shù)據(jù)準確，檢測線纜與電力電纜間隙應符合GB50343的規(guī)定。

8檢測抽樣

依據(jù)GB/T2828.1的規(guī)定和相關(guān)要求確定。

9檢測規(guī)范

9.1準備工作

準備工作應包括以下步驟：

a)搭建氣象站，接通電源，運行氣象站，用于后期檢測數(shù)據(jù)對比；

b)現(xiàn)場做好保證安全的組織措施和技術(shù)措施；

c)取出相應的設備，并進行測前檢查，保證設備能夠正常使用；

d)分配各檢測人員檢測任務，各人員接到各自任務，迅速展開工作；

e)接到紅外檢測任務的人員迅速開始檢測，其余人員開始準備I-V參數(shù)輸入及EL設備系統(tǒng)連接

調(diào)試；

f)提前查找被測組件溫度系數(shù)值（α、β、γ）。

9.2光伏電站基本檢測

9.2.1光伏組件基本檢查，應包括如下項目：

a)光伏組件應選用按IEC61215-1和IEC61730-1的要求通過質(zhì)量認證的產(chǎn)品；

b)組件產(chǎn)品應是完整的，每個光伏組件上的標志應符合IEC61215-1的要求，標注額定輸出功率

（或電流）、額定工作電壓、開路電壓、短路電流；有合格標志；附帶制造商的貯運、安裝和

電路連接指示；

c)組件互連應符合方陣電氣結(jié)構(gòu)設計要求。

9.2.2光伏組件方陣基本檢查，應進行以下檢查：

a)方陣是否避免陰影遮擋影響，且各子方陣間應具有足夠間距；

b)對于安裝在屋頂?shù)墓夥到y(tǒng)，應考慮周圍環(huán)境變化是否對光伏方陣存在影響。

9.2.3接地與漏電流檢測，至少應包括以下內(nèi)容：

a)應確認漏電流保護器能正常動作后才允許進行檢測；

b)光伏方陣支架是否對等電位連接導體進行接地。等電位體的安裝是否把電氣裝置外漏的金屬及

可導電部分與接地體連接起來；

c)光伏并網(wǎng)系統(tǒng)中的所有匯流箱、交直流配電柜、并網(wǎng)功率調(diào)節(jié)柜、電流橋架應保證可靠接地；

d)使用接地電阻測量裝置對與樣本組件關(guān)聯(lián)的接地部分實施接地電阻測量，包括方陣、組串、匯

流箱的接地電阻，以及上一級逆變器的接地電阻；

e)使用電壓電流測量裝置對與樣本組件關(guān)聯(lián)的金屬部分實施剩余電流測量，包括方陣、組串、匯

流箱的剩余電流，以及上一級逆變器的金屬外殼。

6

DB63/XXXXX—XXXX

9.2.4接地連續(xù)性檢測應根據(jù)IEC61730-2要求進行。

9.3光伏方陣絕緣電阻檢測

9.3.1要求

9.3.1.1光伏方陣應按照如下要求進行檢測：

a)檢測時限制非授權(quán)人員進入工作區(qū)；

b)不得直接觸摸電氣設備以防止觸電；

c)絕緣檢測裝置應具有自動放電的能力；

d)漏電保護器應斷開；

e)在檢測期間應當穿好適當?shù)膫€人防護服或設備；

f)應定量減少電弧放電，在安全方式下使方陣的正極和負極短路；檢測要保證峰值電壓不能超過

組件或電纜額定值。

9.3.1.2方陣邊框接地的系統(tǒng)，可以采用下列兩種方法檢測：

a)首選檢測方陣負極對地的絕緣電阻，其次檢測方陣正極對地的絕緣電阻；

b)檢測光伏方陣正極與負極短路時對地的絕緣電阻。

9.3.1.3方陣邊框沒有接地的系統(tǒng)，可以選擇做如下兩種方法檢測：

a)在電纜與大地之間做絕緣檢測；

b)在方陣電纜和組件邊框之間做絕緣檢測。

9.3.2檢測

9.3.2.1觀察檢測，應包括以下檢測：

a)查看絕緣耐壓標識，根據(jù)普通型低壓電器在海拔2500m時仍有60%的耐壓裕度。

b)查看高原型成套設備防護，除應滿足常規(guī)產(chǎn)品執(zhí)行的GB/T7251.1中正常使用條件和本標準對

海拔高度增加所采取的措施外，還應注重考慮GB/T7251.1中對應的產(chǎn)品標準規(guī)定的特殊使用

條件及高原環(huán)境條件對成套設備的影響。

9.3.2.2設備檢測，應包括以下檢測：

a)測量電氣間隙：以空氣作為絕緣介質(zhì)的低壓成套開關(guān)設備和控制設備，隨著安裝場地海拔高度

的增加，應增大電氣間隙，其修正系數(shù)按GB/T20626.1要求中的規(guī)定。

b)測量絕緣電阻：采用適當?shù)姆椒ㄟM行絕緣電阻檢測，測量連接到大地與方陣電纜之間的絕緣電

阻，絕緣電阻最小值見表1。檢測時間為60s，檢測方法參照NB/T32034執(zhí)行。在做檢測之前

應保證檢測安全。保證系統(tǒng)電源已經(jīng)切斷之后，才能進行電纜檢測或接觸任何帶電導體。

表1絕緣電阻最小值

系統(tǒng)電壓（V）檢測電壓（V）最小絕緣電阻（MΩ）

1202500.5

＜6005001

＜100010001

9.4逆變器轉(zhuǎn)換效率檢測

逆變器轉(zhuǎn)換效率檢測按照NB/T32032執(zhí)行。

9.5逆變器電能質(zhì)量檢測

7

DB63/XXXXX—XXXX

逆變器電能質(zhì)量檢測按照NB/T32008執(zhí)行。

9.6光伏組串一致性檢測

根據(jù)運行和維護信息，對發(fā)電量偏低的方陣或組串進行抽檢。按照GB/T31365的規(guī)定，選取輻照度

400W/m2以上，且光照條件穩(wěn)定時，分別對光伏方陣所有匯流箱內(nèi)各組串開路電壓、工作電流進行測量，

并應注意以下事項：

a)盡量在最短時間內(nèi)測量匯流箱內(nèi)每條組串電流值，并進行記錄；

b)測量匯流箱內(nèi)組串電壓值，并進行記錄；

c)根據(jù)測量數(shù)據(jù)，對測量結(jié)果進行比對，每個被測匯流箱內(nèi)的被測電壓、電流值最大偏差不應超

過平均值的±5%；

d)在測量單個匯流箱時，應盡可能在較短時間內(nèi)完成檢測和記錄；

e)可選用多路測試儀先檢測匯流箱內(nèi)每條組串電流值，并比較出電流小的組串，再進行組串內(nèi)其

他檢測。

9.7光伏組件外觀檢測

對每個樣本組件仔細檢測下列情況：

a)組件是否安裝牢固，有無松動；

b)開裂、彎曲、變形、不規(guī)整或損傷的外表面，表面是否有破碎及破碎程度；

c)破碎的光伏電池；

d)產(chǎn)生裂紋，且開裂面積大于組件表面面積的10%的光伏組件；

e)在組件的邊框和電池之間形成連續(xù)通道的氣泡或脫層；

f)絕緣部件破損；

g)可能影響組件性能的其他任何情況。

對存在以上問題的光伏組件應根據(jù)組件所在陣列位置與生產(chǎn)批號進行書面記錄，并照相記錄。這些

缺陷在后續(xù)的實驗中可能會加劇并對組件的性能產(chǎn)生不良影響。

9.8光伏組件功率檢測

光伏組件功率檢測應包括以下檢測步驟：

a)選取需要被檢測的光伏組件；

b)清潔被選光伏組件，并記錄被選組件的基本參數(shù)與生產(chǎn)批號；

c)為有效推算出在STC條件下的檢測數(shù)據(jù)，檢測環(huán)境應滿足如下要求：

1)晴天少云；

2)環(huán)境輻照度不應低于700W/m2。

d)根據(jù)GB/T18210要求，選取合適的輻照計，查看被測區(qū)域輻照度的均勻性，并將被測光伏組

件放置在該區(qū)域，放置角度應與該組件安裝傾角保持一致；

e)根據(jù)GB/T18210要求，對被測光伏組件背板表面溫度、被測光伏組件所在的光伏組串的中心

背板表面溫度與I-V曲線特性參數(shù)進行測量，并保存記錄；

f)可選用現(xiàn)場標態(tài)I-V車進行現(xiàn)場STC條件下檢測組件I-V特性及功率。

9.9電流-電壓（I-V）特性檢測

電流-電壓（I-V）特性檢測應包括以下檢測步驟：

a)在現(xiàn)場條件下的光伏組件I-V特性檢測應在自然光下進行，并應保證在一次測量期間總輻照度

（直接輻射+天空散射）的不穩(wěn)定度不大于±1%；

8

DB63/XXXXX—XXXX

b)檢測時輻照度能否達到檢測設備要求；

c)組件參數(shù)輸入完成，連接輻照儀、溫度探頭、測試線至儀器，將輻照儀固定在組件一側(cè)，并將

溫度探頭貼至被測組件背板，接通測試線，對要檢測的組串進行連接，準備檢測；

d)標準電池單元應與組件平行，在同一水平面、切勿遮擋組件，使其固定，切勿手拿致使其晃動；

e)時刻觀察輻照度指數(shù)，達到要求并趨于穩(wěn)定時開始檢測；

f)被測組串電壓、電流是否在儀器測量范圍內(nèi)，如儀器測量最大電壓1000V、最大電流15A；

g)設置被測組件參數(shù)，確保組件參數(shù)正確無誤，否則影響檢測結(jié)果；

h)檢測步驟參照GB/T6495.1執(zhí)行；

i)保存檢測數(shù)據(jù)，注意區(qū)分組串和單塊組件的保存方式。

9.10光伏組件熱斑檢測

光伏組件熱斑檢測，目前可采用便攜式紅外熱像儀和無人機搭載熱像儀，兩者可相互配合使用，也

可單獨使用：

a)便攜式紅外熱像儀。

1)應包括以下檢測步驟：

應使熱像儀紅外鏡頭面軸線與所要拍攝的目標垂直；

保證熱像儀拍攝距離；

盡量使被測物至于中心框中；

調(diào)節(jié)焦距及拍攝角度；

開始檢測；

對有問題的組件進行標記，方便查找；

保存拍攝好的數(shù)據(jù)，對于拍攝質(zhì)量差的進行重新拍攝。

2)應注意以下事項：

注意測量時，輻照度變化是否會影響檢測結(jié)果；

應緩慢調(diào)焦，調(diào)至最清晰方可；

使熱像儀定可能的應與組件保持角度垂直；

調(diào)節(jié)拍攝距離，應使熱像儀能拍攝到整塊組件；

手持儀器檢測時，切勿晃動，保持儀器平穩(wěn)；

按一定順序檢測，否則導致后期無法識別組件的匹配圖像。

b)無人機搭載熱像儀。

1)應包括以下檢測步驟：

根據(jù)電站組件排布情況規(guī)劃預設無人機飛行航線，且保證紅外熱像儀鏡頭與組件的垂

直性；

飛行高度保證能夠拍攝的組件的完整性；

實時觀察傳輸至終端的照片；

對發(fā)現(xiàn)熱斑的組件進行快速定位查找；

可以便攜式紅外熱像儀進一步確認；

對發(fā)現(xiàn)熱斑的組件再次進行人工標記，且與無人機標記位置保證一致。

2)應注意以下事項：

拍攝時，熱像儀紅外鏡頭面軸線與所要拍攝的目標垂直；

熱像儀所表示溫度（最大、平均、最小），僅為熱像儀中心框中溫度；

拍攝時，保持無人機飛行平穩(wěn)，儀器平穩(wěn)，切勿晃動；

在拍攝太陽能電池組件時，應保持距離，使紅外熱像儀能拍攝到整塊組件，效果最佳；

9

DB63/XXXXX—XXXX

任務配景單一，以防止太陽反射帶來的影響；

禁止在大風、雷雨等惡劣天氣條件下進行熱斑檢測，最好在天氣晴朗的條件下進行。

9.11光伏組件隱性缺陷檢測

9.11.1檢測步驟

應包含以下檢測步驟：

a)通過I-V和紅外熱像儀檢測結(jié)果的分析，找出缺陷組件；

b)將被測組串進行斷電工作，并將組件正、負極對應連接至電源測試線的正、負極；

c)將紅外攝像機安裝在暗室的相應位置，確認安全牢固；

d)檢查組裝好的移動暗室，是否有松動不穩(wěn)定、漏光等現(xiàn)象；

e)檢查調(diào)整滑動輪位置，與現(xiàn)場組件安裝方式符合；

f)排除暗室內(nèi)部紅外攝像機鏡頭遮擋物，保持相機鏡頭潔凈；

g)將移動暗室置于組件上方，滑動輪卡于相鄰組件縫隙中，其縫隙臨時作為暗室移動軌道，方便

檢測人員進行操作；

h)調(diào)節(jié)電壓范圍，準備檢測；

i)由一人負責電腦拍攝操作，兩人負責現(xiàn)場暗室（待測組件）移動調(diào)試；

j)待檢測完一塊之后，利用導向桿將暗室移至下一塊待測組件，重復此方式；

k)根據(jù)紅外檢測組件編號對EL檢測結(jié)果進行一致編號，保存相應的檢測數(shù)據(jù)，以便后期分析；

l)對于檢測不理想的數(shù)據(jù)重新進行檢測。

9.11.2注意事項

應注意以下事項：

a)對檢測完成發(fā)現(xiàn)隱裂、暗片、黑片等問題組件進行標記，方便后期查找更換；

b)拍攝過程中時刻注意暗室是否有漏光現(xiàn)象，確保暗室不能漏光，以保證檢測質(zhì)量及準確性；

c)調(diào)整好相機焦距，確保照片清晰度。

9.12檢測收尾

檢測完成后，應包括以下步驟：

a)檢測現(xiàn)場收尾；

b)收拾整理設備并裝車；

c)恢復現(xiàn)場線路，撤除現(xiàn)場安全防護裝置；

d)電站運維人員進行檢查驗收；

e)辦理工作票終結(jié)；

f)由運維人員投運設備。

10檢測報告

10.1檢測報告（參見附錄A）應包括但不限于以下信息：

a)標題；

b)檢測組織、機構(gòu)的名稱和地址及檢測地點；

c)每頁的認證標識或報告；

d)客戶的姓名和地址；

10

DB63/XXXXX—XXXX

e)檢測項目的說明、性能、條件和標識；

f)檢測項目收到日期和檢測日期、時間；

g)檢測設備信息識別，包括名稱（帶ID）、校準信息、類型、規(guī)格參數(shù)；

h)參考標準；

i)參數(shù)設置（電流，電壓等）；

j)由受檢單位提供的被測光伏電站的規(guī)格參數(shù)；

k)由受檢單位提供的被測光伏組件的規(guī)格參數(shù)；

l)現(xiàn)場檢測環(huán)境參數(shù)；

m)檢測條件下被測光伏電站現(xiàn)場組件的檢測結(jié)果；

n)署名和標題，或?qū)蟾鎯?nèi)容和報告日期承擔責任的同等人員，檢測人員、審核人員、批準和報

告編號；

o)其他相關(guān)內(nèi)容。

10.2在現(xiàn)場將各項檢測結(jié)果如實記入原始記錄表，原始記錄表應有檢測人員、校核人員和技術(shù)負責人

簽名。原始記錄表應作為用戶檔案保存兩年。

11

DB63/XXXXX—XXXX

AA

附錄A

（資料性附錄）

檢測報告模板

檢測報告模板見表A.1

表A.1檢測報告模板

12

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

13

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

14

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

15

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

16

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

17

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

18

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

19

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

20

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

21

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

22

DB63/XXXXX—XXXX

表A.1檢測報告模板（續(xù)）

_________________________________

23

ICS27.160

F23

DB63

青海省地方標準

DB63/XXXXX—XXXX

高海拔光伏電站發(fā)電設備現(xiàn)場檢測規(guī)范

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX實施

青海省市場監(jiān)督管理局發(fā)布

DB63/XXXXX—XXXX

高海拔光伏電站發(fā)電設備現(xiàn)場檢測規(guī)范

1范圍

本標準規(guī)定了光伏電站現(xiàn)場檢測條件、檢測設備、檢測流程、檢測安全、檢測抽樣、檢測規(guī)范和檢

測報告等內(nèi)容。

本標準適用于海拔1500米以上高海拔地區(qū)光伏電站現(xiàn)場組件到逆變器的檢測。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文

件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB/T2828.1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光伏器件第1部分:光伏電流-電壓特性的測量

GB/T7251.1低壓成套開關(guān)設備和控制設備第1部分:總則

GB/T18210晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場測量

GB/T20626.1特殊環(huán)境條件高原電工電子產(chǎn)品第1部分:通用技術(shù)要求

GB26860電力安全工作規(guī)程發(fā)電廠和變電站電氣部分

GB/T31365光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)檢測規(guī)程

GB503