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 应避免AQL与检验水平的不协调。

表2测试抽样表（续）

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 所需的关键系统数据安全生产标准规范范本，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 护信息。

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。 项目名称（适用时）； b) 系统额定功率（kWDC或kVAAC）； 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 j) 建筑结构安全评估报告（适用时）

6. 2. 2系统设计单位信息

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 a）系统集成单位名称； b）系统集成单位联系人

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应至少提供主接线图 注：这些信息要标注在 ，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； 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一子方阵的设计布局，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： 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

工程图或系统规范书应包括下列接地 和电压保护信息： a）接地/连接导体详细信息一规格和型号，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）

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。

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（适用时）

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 HPA 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一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； h 防积雪或异物坠落设施信息

6.7测试结果和调试数据

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/T16895.23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/T16895.23，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/T16895.23验证合 格。初次验证应确保测试结果满足GB/T16895.23的要求。 对于增加或更换设备，应符合GB/T16895.23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。 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. 1一般要求

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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/T16895.23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，检查应包括下列项且

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/T16895.23和IEC62548:2016的要求； 安装在建筑物上的光伏方阵的最大系统电压不应超过1000V；系统电压不大于60V的系统，充许 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（围栏等） 来限制非专业人员进行安装和维护，宜安装电气隔离装置（直流开关等）： C 系统电压大于80V且应用在木质等可燃建筑物上的光伏系统、建筑光伏一体化屋面发电系统（同 时具备屋顶功能和光伏发电功能的一体化屋面）或其它形式的建筑光伏一体化发电系统，宜安 装安全保护装置（如快速关断装置、直流弧监测装置等），当保护装置动作后，光伏方阵3米 范围内或建筑物1.5米范围内的导体电压应在30s内降低到80V以下，光伏方阵3米范围外或建筑 物1.5米范围外的导体电压应在30s内降低到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II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； b 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。 c 按照IEC62548:2016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。 d 按照IEC62548：2016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/T32004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

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IEC62548:2016 的要求； b 当光伏系统直流侧直接接地时，应按照IEC62548:2016要求提供功能接地故障断路器： 方阵支架接地的设计和安装应满足IEC62548：2016及GB/T32512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IEC62548:2016及GB/T32512的要求（如适用）

7.2.8直流系统电气设备的选择与安装

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安装在一起的公母连接头应是同一 型号 合1EC62548：2016的要求（

7. 2. 9 交流系统

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IEC62548:2016的要求进行选择。 注：一些逆变器要求使用B型RCD

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/T16895.23和IEC62548：2016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。 f) 现场应有关机操作规程。 g) 现场应有紧急关机操作规程（如需要）。 h) 所有符号和标签都应牢固粘贴并持久耐用

7. 3. 1一般要求

电气安装测试按照GB/T16895.23的要求进行。 建筑结构测试按照GB/T50344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IEC61557和IEC61010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。 每项测试应符合第8~10章的要求。 所有相关的测试应按照第8~10章的测试程序依次进行。 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。

3.2测试类别和附加测

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1类测试和Ⅱ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1类、 I类测试完成后进行。 I类测试一适用于所有系统的测试序列。 II类测试一I类测试完成后的扩展测试序列。 附加测试一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 如表3所示。

表3组件集成电子装置构成的系统标准测试修i

7. 3. 41 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： a) 交流侧 依据GB/T16895.23的要求测试所有的交流电路。 b) 直流侧 光伏方阵直流电路应依据以下测试序列进行测试： 1) 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0.52 2） 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。 3）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

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7. 3. 6附加测试

式中的I类和II类测试外，在某些情况下，也会执

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a 对地电压一电阻接地系统。测试程序见10.1。该测试用于评估高阻抗（电阻）接地系统。按照 组件制造商的具体要求执行，目的是验证接地电阻值是否止确，直流系统对地电压值是否维持 在可接受范围内，以及漏电流是否在可接受的变化范围内。 隔离二极管测试。测试程序见10.2。隔离二极管在开路或者短路状态下均可能失效。对安装了 隔离二极管的设备而言，该项测试非常重要。V应在0.5V~1.65V之间。如果电压超出了这个范 围，应进一步进行调查，判定二极管是单独失效，还是系统其它故障导致其受损。 ） 湿绝缘测试。测试程序见10.3。湿绝缘测试主要用于寻找故障：当直流电路的绝缘电阻测试结 果有疑问或者由于安装或制造缺陷引起绝缘故障时，湿绝缘测试可用于寻找故障。湿绝缘电阻 测试是排查故障的主要方法。用于评估光伏方阵在潮湿条件下运行时的电气绝缘性能。该测试 模拟雨或露水在方阵和线缆上，核查水汽是否进入到方阵电路中的带电部分，造成加速腐蚀、 引起接地故障或带来人员及设备的电气安全风险。该测试对寻找接地故障非常有效，例如导线 损坏、不安全的接线盒盖、以及其它类似的安装问题。也可用于检验制造工艺和设计瑕疵，包 括聚合物背板刺破、破裂的接线盒、未充分密封的二极管和未正确使用的连接器（仅用于户内 使用的型号）。当干绝缘测试结果发现问题时，或由于安装或制造缺陷造成系统有绝缘故障隐 患时，必须执行湿绝缘测试。该测试应用于整个方阵或者一个大系统的选定部分（特定的设备 或者子阵列）。通常选择在其它测试中确定的已知或可疑的部分方阵区域进行测试。在一般情 况下，可根据方阵的抽样比例要求进行湿绝缘测试。 遮挡评估。测试程序见10.4。当检查一个新的光伏系统时，有必要验证峻工后的遮挡情况。像 本标准中描述的电气测量一样，避挡评估为未来的阴影变化比较提供基准。遮挡记录也可用于 验证已竣工系统的设计和预期的避挡情况是否一致。此外，对于受制于履约保证或者其他履约 合同的项目来说，遮挡记录非常有用。 建筑结构测试。测试程序见10.5。与建筑结合的光伏系统，在无法提供有资质的第三方机构的 评估报告时，应进行结构测试。 系统污渍和灰尘遮挡损失测试。测试程序见10.6，以光伏系统的运维目标为准，实测结果应满 足运维目标，没有规定运维目标的光伏系统，测试结果平均值应不大于5%， g 系统串并联失配损失。测试程序见10.7，组件串联平均失配损失、组串并联平均失配损失、汇 流箱并联平均失配损失应不大于2%。 直流线损。测试程序见10.8，平均直流线损应不大于2%。 交流线损。测试程序见10.9，平均交流线损应不大于2%。

接地保护和/或等电位连接导体的连续性测试

和/或等电位连接导体的

按照以下步骤进行测试： a）将测试导线一端连接至测试仪器； b）短接测试导线，测试导线内阻，并进行导线内阻补偿； c）将测试导线另一端连接至测试对象，测试连接通路的连接电阻； d）记录测试位置、测试结果。

8. 2. 1测试仪器

使用数字万用表进行测试，量程应和系统电压相匹配，分辨率不低于0.1V

8. 2. 2 测试步骤

按照以下步骤进行测试： a）在其他测试、开关闭合以及组串过流保护装置安装前进行该测试； b）按照子方阵、方阵的顺序进行测试； c）记录测试结果； d）记录测试位置的极性标识情况。 注：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

使用数字万用表进行测试，量程应和系统电压相匹配，分辨率不低于0.1V。

8. 3. 2 测试步骤

按照以下步骤进行测试： a）在其他测试、开关闭合以及组串过流保护装置安装前进行该测试； b）测试汇流箱内每个组串的极性： c) 当需要检查大量的电路时，数字万用表电压测量值的负号容易被忽视。可用下列测试代替。测 试步骤如下： 选择量程至少是最大系统电压两倍的电压表： 2) 插入所有的负极保险丝/连接器，使组串共用一个负极； 3) 禁止插入任何正极保险丝/连接器： 4) 测量第一个组串的开路电压（正极到负极），并确保结果符合期望值； 5) 将一根测试线连接到第一个被测组串的正极，将另一根测试线连接到下一个组串的正极， 由于这两个组串共用一个负极，测量电压应该接近0，测量误差土15V； 继续测量后面的组串，使用第一个组串正极作为电压表连接的公共端； 7) 如果某个组串极性反接，可以很明显的发现其测量电压将是系统电压的两倍。 d）记录测试结果； e）记录测试组串位置的极性标识情况

更用数学方用表进行测试，量程应和系统电压相匹配，分辨率不低于0.1V。 使用总辐射表或参考电池监控方阵面辐照，辐照值应能实时显示，便于测试者实时读取

8. 4. 2 测试步骤

按照以下步骤进行测试： a）在其他测试、开关闭合以及组串过流保护装置安装前进行该测试； b）安装辐照监控设备，并观察辐照波动情况； c）在辐照度稳定时（波动不超过土5W/m），测试组串的开路电压； d）记录组串开路电压、辐照度、组串编号或位置； e）按照以下方法进行计算：

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和预期值进行比较，二者的差值与预期值相比。该预期值来自组件规格书或来自于组件类 型、数量和电池温度。也可以测量单个组件的开路电压，然后用这个值计算组串的预期值 （在具有稳定辐照度条件的地方）； 2 对于完全相同（组件型号、组件数量、安装情况、散热条件等）组串并联的系统，在辐照 度稳定的情况下，可以将并联在一起的组串的最大值和最小值进行比较，二值的差值和最 小值相比； 3）对于完全相同（组件型号、组件数量、安装情况、散热条件等）组串并联的系统，在辐照 度不稳定的情况下，组串之间的电压可使用多个仪表测量并比较，其中一个仪表用于测试 参考组串的电压，测试值和参考值进行比较，二者的差值和参考值相比

8.5光伏组串短路电流测试

8. 5. 1 测试仪器

8.5.2组串短路电流测试步骤

8.5.3组串工作电流测试步骤

按照以下步骤进行测试： a）确认系统进入正常工作模式（逆变器最大功率点跟踪），； ）安装辐照监控设备，并观察辐照波动情况： c）在辐照稳定时（波动不超过±5W/m），使用钳形表测试组串的工作电流； d）按照以下方法进行计算： 1) 测量值与预期值相比较，二者的差值与预期值相比。该预期值来自组件规格书或来自于组 件型号、辐照度和组件工作温度。 2) 对于完全相同（组件型号、组件数量、安装情况、散热条件等）组串并联的系统，在辐照 度稳定的条件下，应比较单个组串的电流值和平均电流的偏差，电流值偏差应在平均组串

通过目视检查进行该项测试。

按照以下步骤进行测试： a）按照测试对象的说明书进行操作，确认其各种功能能够正常运行； b）逆变器的功能测试程序应由逆变器制造商提供，只有在系统的交流侧完成测试后才能进行逆变 器功能测试。 c）记录测试结果，测试设备的位置、型号及序列号等信息

8.7方阵绝缘电阻测试

光伏阵列直流电路在百天处于带电状态，与传统的交流电路不同，在进行这项测试之前直流电路不 能被隔离。因此执行这项测试可能会出现触电危险，因此，在开始任何工作之前，应充分了解本测试程 予并遵循下列基本安全措施： a）禁止无关人员进入工作区域； b）进行绝缘测试时，请勿触摸并采取措施防止其他人员接触金属表面； c）进行绝缘测试时，请勿触摸并采取措施防止其他人员接触组件的背面或接线端子； d）当绝缘测试设备通电时，测试区域会有高压，设备应具备自动放电功能； e）在整个测试过程中应穿戴合适的个人防护服/防护装备。 如果对测试结果有疑问，或怀疑由于安装问题或制造缺陷引起的绝缘故障，可采用方阵湿绝缘测试 确定故障的位置，相关测试步骤见10.3。 浪涌保护器或其它设备可能会影响本测试，或在测试期间被损坏，因此在进行绝缘测试之前应临时 断开这些设备。 作为基本要求，本测试应对每个光伏方阵或子方阵（如适用）重复进行，也可能需要测试每一个组 串。 绝缘电阻测试有以下两种方法： 测试方法1一先测试方阵负极和地之间的绝缘电阻，再测试方阵正极和地之间的绝缘电阻。 测试方法2一测试方阵正负极短接后和地之间的绝缘电阻。 当方阵支架接地时，测试仪器的接地端可连接至任何适宜的接地连接或方阵支架（仪器接地端应确 保与支架良好接触，且整个支架连接完好）， 当方阵支架没有接地（例如采用了I级绝缘）时，可选择以下两个测试： a）在方阵正负极和地之间进行绝缘电阻测试； b）在方阵正负极和支架之间进行绝缘电阻测试。 对于没有可触及导电部件的方阵（例如：光伏屋顶瓦片），该测试应在方阵正负极和建筑接地之间 进行。 如果采用方法b），为了使形成电弧的危险降到最低，方阵的止负极应采用安全的方式短接，可采

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短路开关盒。该装置由一个额定直流负荷开关组成，当方阵正负极连接到该装置后，可安全地形 开短路连接。 测试程序应保证测试峰值电压不会超过组件、开关、避雷器和其他系统部件的额定值。

8. 7.2 测试仪器

使用绝缘电阻测试仪进行测试，量程至少为2M2，分辨率不低于0.1M2，设备应能施加表4 测试电压。

按照以下步骤进行测试： a）严禁未经允许的人员接近； b）隔离逆变器和光伏方阵（典型做法是在方阵里加隔离开关） c）断开汇流箱中任何可能影响绝缘测试的设备（例如：过电压保护）； d）如果使用方法2中的短路开关盒，在短路开关闭合前，方阵正负极应安全地连接到短路设备上： e）将绝缘电阻测试仪连接在地与方阵正负极之间，在进行测试之前应确保接线连接牢固； f）按照绝缘电阻测试设备的说明，确保测试电压依照表2进行，且设备读数显示为欧姆； g）拆除测试设备。在拆除测试电缆或接触任何导电部件之前，确保系统处于断电状态； h）对于10kWp及以下光伏方阵照明设计标准，绝缘电阻的测试电压按照表2的要求选择； i）对于10kWp以上的光伏方阵，首先测试整个方阵，/在整个方阵结果不满足要求时，单独测试每 个组串或子方阵的绝缘电阻，单个组串或子方阵的容量不大于10kWp，测试电压按照表4的要求 选择

表4方阵绝缘电阻要求

9. 2. 1测试仪器