1、ICS 分类号： 备案号： NB中 华 人 民 共 和 国 能 源 行 业 标 准NB/T XXXXXXXX光伏发电站光伏组件技术监督规程Technical supervision code of photovoltaic modules for photovoltaic power station （征求意见稿） （工作组讨论稿）XXXX - XX - XX 发布 XXXX - XX - XX 实施国 家 能 源 局 发 布XX/T XXXXXXXXXI目 次前言 .II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 总则 25 选型监督 36 安装与调试监督 47 运行监督 58
2、检修维护监督 6XX/T XXXXXXXXXII前 言本标准依据标准化工作导则 第一部分：标准的结构和编写 （GB/T 1.1-2009）给定的规则起草。本标准的某些内容可能涉及专利。本标准的发布机构不承担识别这些专利的责任。本标准由中国电力企业联合会提出并归口。本标准起草单位：华电电力科学研究院、中国华能集团公司、西安热工研究院有限公司。本标准主要起草人： XX/T XXXXXXXXX1光伏发电站光伏组件技术监督规程1 范围本标准规定了光伏发电站光伏组件技术监督的项目、内容及相应的技术要求。本标准适用于光伏发电站的技术监督。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
3、引用文件，仅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/T 6495.1 光伏器件 第1 部分: 光伏电流-电压特性的测量GB/T 6495.4 晶体硅光伏器件的 I-V 实测特性的温度和辐照度修正方法GB/T6495.9 光伏器件 第 9 部分: 太阳模拟器性能要求GB/T 9535 地面用晶体硅光伏组件 设计鉴定和定型GB/T 18210 晶体硅光伏（PV）方阵 I-V 特性的现场测量GB/T 18479 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则GB/T 18911 地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型GB/T 18912 光伏组件盐雾腐蚀试
4、验GB/T 19394 光伏（PV）组件紫外试验GB/T 20047.1 光伏（PV）组件安全鉴定第 1 部分：结构要求GB/T 20513 光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定GB 35469 光伏发电站安全规程GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范GB 50794 光伏发电站施工规范GB/T 50795 光伏发电工程施工组织设计规范GB/T 50796 光伏发电工程验收规范GB 50797 光伏发电站设计规范GB/T XXXX 光伏发电站运行规程NB/T XXXX 光伏发电站技术监督导则3 总则3.1 光伏发电站组件技术监督
5、的原则、内容、组织机构设置及管理要求应符合 NB/T XXXX（光伏发电站技术监督导则）的规定。3.2 光伏发电站光伏组件的技术监督内容包括：a）组件原材料的选用是否符合设计标准要求；XX/T XXXXXXXXX2b）组件功率输出特性、部件的安全特性是否满足设计要求；c）组件的在不同阶段的质量状态、运行状态是否正常；d）组件的安装质量是否满足技术规范要求；e）组件的检修过程、检测质量是否满足技术规范要求。3.3 光伏发电站光伏组件的技术监督阶段包括： a）选型监督；b）安装与调试监督；c）运行监督；d）检修维护监督。3.4 应至少每年开展一次光伏发电站光伏组件的技术监督、评价工作。4 选型监督
6、4.1 地面用晶体硅光伏组件产品的设计、定型应符合 GB/T 9535 的要求。4.2 地面用薄膜光伏组件产品的设计、定型应符合 GB/T 18911 的要求。4.3 光伏组件的选型应符合 GB 50797 的要求。4.4 光伏组件产品宜具备以下技术资料：a）组件产品的型式试验报告；b）组件产品的功率输出特性、安全性能以及耐候性的试验报告，且地面用晶体硅光伏组件的试验应满足GB/T 9535的要求，地面用薄膜光伏组件产品的试验应满足GB/T 18911的要求。组件抗盐雾、紫外试验等耐候性试验应满足GB/T 18912及GB/T 19394的要求；c）组件产品的合格证、质量体系认证证书；d）组件
7、产品的技术规格书、说明书；e）组件产品部件物料清单。4.5 光伏组件产品应满足光伏电站区域环境温度、湿度等的使用要求。组件背板材料性能应满足在光伏电站区域使用中的耐候性要求。4.6 光伏组件的选型应考虑组件参数与电站设计要求的一致性，包括：a）组件的类型、尺寸以及规格应适应于电站的安装、运行环境；b）组件的功率输出特性、光电转化效率、温度系数以及功率衰减特性应满足电站设计要求；c）组件总装机容量的选择应与电站发电系统的设计要求有较好的匹配性。5 安装与调试监督XX/T XXXXXXXXX35.1 安装监督5.1.1 光伏组件安装前应对以下情况进行检查，并形成检查记录：a）光伏组件的规格、型号、
8、数量应满足设计要求，且应有齐全的验收交接记录；b）光伏组件的原包装不应破损、倾斜，运输手段应满足保护组件产品的要求；c）应抽样检查光伏组件外观质量，组件外观不应存在GB/T 9535 及GB/T 18911中描述的严重外观缺陷；d）应通过致发光（EL）检测，抽样检查光伏组件的电池片内部质量，抽样组件不应存在电池片隐裂、损伤及其他质量缺陷。5.1.2 应检查光伏组件的安装过程是否符合相关技术要求、检查施工人员的安装作业是否满足施工规范，且应形成检查记录，对施工不规范情况应该有纠正措施记录与纠正效果记录。5.1.3 组件的安装验收质量应符合 GB 50794、GB/T 50795 和 GB/T 5
9、0796 的要求。5.1.4 光伏组件安装完成后，应检查组件金属边框是否做等电位联结并与接地网可靠连接。5.1.5 光伏组件安装完成后，应抽样进行已安装组件的电致发光（EL）检测与外观检查，检测并记录安装后组件存在的隐裂、碎裂、背板破损、机械性破损等缺陷。5.2 调试监督5.2.1 光伏组件（组串）调试前应具备下列条件：a）所有光伏组件按照设计文件规定的数量组串连接；b）汇流箱或组串式逆变器内各回路电缆接引完毕且标识清晰、准确；c）汇流箱或组串式逆变器内的熔断器或开关应在断开位置；d）汇流箱或组串式逆变器内内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通良好。5.2.2 光伏组件（组串）的调试工作应满足
10、GB/T 35694、GB 50794 和 GB/T 50796 的要求。5.2.3 光伏组件（组串）的调试工作应满足 GB 35469 的安全要求，包括不应触摸光伏组件（串）的金属带电部位；不应在雨中进行光伏组件的连线工作；在光伏组件有电流输出时，禁止带电直接插拔直流侧光伏电缆的接插头等。5.2.4 应对光伏组件（组串）的下列性能或状态开展调试工作，并形成调试报告与记录：a）光伏组件（组串）的电性能，包括开路电压、短路电流以及工作电流、电压的一致性；b）光伏组件（组串）的绝缘与接地安全性；c）光伏组件（组串）间的连接线插接是否紧固可靠。5.2.5 调试结果应满足以下要求：a）光伏组件串的极性
11、、开路电压、短路电流、电缆温度等应符合现行国家标准GB 50794的有关规定，测试条件宜在GB 50794所推荐的太阳辐照度高于或等于700W/m 2的条件下进行；XX/T XXXXXXXXX4b）光伏组件绝缘电阻不应小于40Mm2/光伏组件面积。最大系统电压为 1000V的光伏组件，测试电压应为3000V；最大系统电压为 1500V的光伏组件，测试电压应为 4000V（IEC 61215）；c）光伏组件的接地电阻值应满足GB/T 50065的要求。6 运行监督6.1 光伏组件的运行巡检内容主要包括：a）每3个月进行一次光伏组件的外观状态巡检；b）每3个月进行一次光伏组件的电流-电压特性抽样检
12、测。在辐照度大于700W/m 2条件下，使用便携式I-V特性测试仪或万用表，测量光伏组件的运行电压、电流；c）每3个月进行一次光伏组件的绝缘电阻及接地电阻抽样巡检；d）每6个月进行一次光伏组件红外热成像巡检，使用手持式红外热成像仪或无人机巡检系统检测光伏场区内的全部或部分阵列；e）每1年进行一次光伏组件电致发光（EL）检测，排查组件隐裂、碎片以及电势诱导衰减（PID）现象；f）根据外观检查发现的组件表面清洁度及杂草遮挡情况，结合电站运行数据分析灰尘遮挡损失率，适时开展组件的清洗和除草工作。光伏组件的清洗及电站除草工作应规划合理周期并根据电站实际情况划分区域开展。遇有风沙、大雪、冰雹等情况，应及
13、时清扫光伏组件表面。清扫光伏组件时，不应采用腐蚀性溶剂冲洗或用硬物擦拭。g）定期开展组件与支架间连接牢固性检查。6.2 遇以下特殊情况时，应开展应急巡检：a）光伏组件新投运及大修后；b）光伏组件经检修、改造或长期停用后重新投入系统运行，应开展巡检；c）高温、高峰负荷时。d) 台风、大风天气时，重点检查光伏组件是否与支架连接牢固、导线摆动情况及有无挂杂物、接近、扭伤及断股；e） 冰雹天气时，重点检查光伏组件表面是否有损坏等情况。f） 雷、雨、雾天原则上不得进行室外巡视，必须巡视时应穿绝缘靴，并保持安全距离。6.3 应检查光伏发电站运行工作的巡检计划、巡检记录以及故障记录，资料应齐全、规范，形成闭
14、环管理。6.4 应检查光伏发电站的巡检工作是否满足 GB/T XXXX 光伏发电站运行规程的要求。6.5 应检查光伏发电站的巡检工作是否满足 GB 35469 的安全要求。XX/T XXXXXXXXX56.6 应检查光伏发电站的组件清洗、杂草植被清理计划与执行记录是否齐全，清洗与植被清理效果应满足光伏组件正常运行的要求。7 检修维护监督7.1 光伏发电站光伏组件的检修及维护工作，应满足 GB 35469 的相关安全要求。7.2 光伏组件发生下表所列得故障情况时，应采取相应检修维护措施：序号 故障情况 处理方法1 组件表面玻璃松动或碎裂 应更换新组件2 组件与支架间连接不牢固或从支架上脱落 应重
15、新安装、固定组件3 组件边框撕裂4 组件表面热斑5 组件破损6 组件背板碎裂应更换新组件7 组件接线盒烧毁 应更换接线盒或更换新组件8 组件背板焦灼9 组件 I-V 曲线异常或 STC 开路电压异常应进行 EL、绝缘电阻检测，若组件发电性能、安全性能正常，应标记并观察；若发电性能或安全性能异常，应更换新组件。10 组件接地电阻异常 应按 GB 50794 的要求重新进行接地安装11 存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡 应更换新组件12 组件背板存在黄变、水解、粉化、鼓包等异常应进行 I-V、EL、绝缘电阻检测，若组件发电性能、安全性能正常，应标记并观察；若发电性能或安全性能异常，应
16、更换新组件。13 组件接线盒引出线外部绝缘层的老化脱落或绝缘失效 应更换引出线14 组件绝缘电阻不符合要求 应更换新组件7.3 光伏组件无法正常使用时，应及时进行检修或更换：a）检修方法应符合GB 35469及相关检修规程的要求，采用的部件或材料应满足设计技术要求、运行环境条件、电性能参数的要求；b）若需更换光伏组件，在更换组件前应确认新组件的电性能参数与组串中的其他组件相匹配，宜采用同品牌、型号、电流档位的组件；c）大规模更换组件后，应对新组件的选型、安装、调试进行再监督，并加强运行监督。7.4 应检查光伏发电站检修维护工作的计划、过程记录以及检修效果复核记录，资料应齐全、规范，形成闭环管理
17、。XX/T XXXXXXXXX67.5 应检查光伏发电站检修维护工作中，更换、报废组件的设备台账，更换前后的组件数量应一致，宜采用相同产品。7.6 对检修过程中需进行试验检测的组件，应有试验检测报告或记录，并应在检修完成后对检修完毕或新更换的组件重新进行试验检测，检测结果应满足组件运行要求以及设计要求。7.7 应定期开展光伏组件功率衰减情况的监督，周期为每年一次。对光伏组件进行实验室标准测试条件下的性能检测，检测应符合 GBT 9535 以及 GB/T 18911 的要求，检测采用的太阳模拟器设备应符合GB/T6495.9 的要求，太阳模拟器的辐照稳定度、均匀度及光谱匹配性等级应不低于 AAA
18、 级。将光伏组件当前标准测试条件下的最大功率值与光伏组件标称功率值进行比较和分析，功率衰减应满足组件采购合同、技术协议或其他约束性文件的要求。XX/T XXXXXXXXX7附录 A（资料性附录）光伏组件监督项目序号 监督项目 监督时间 监督标准选型阶段1 组件尺寸规格与设计资料的一致性 出厂前2组件功率输出特性及耐候性等级与设计资料的一致性 出厂前3 组件生产商资质 出厂前 资质齐全、有效4 组件监造方资质 出厂前 资质齐全、有效5 组件原材料的合格证及质量检测报告 出厂前 资料齐全、有效6 组件生产的设计及技术工艺资料 出厂前 资料齐全、有效7 组件性能及安全性的检测及认证报告 出厂前 认证
19、及检测报告真实、有效安装调试阶段1 组件外观 安装前不应存在影响组件机械完整性的损伤2 组件电池片完好性 安装前不应存在组件电池片隐裂、碎片等缺陷3 安装偏差监督 完成安装后安装倾斜角偏差不超过1；相邻光伏组件边缘高差小于2mm；同组光伏组件边缘高差小于5mm4 安装质量监督 完成安装后组件外观应完好，且不应存在组件电池片隐裂、碎片等缺陷5 组件绝缘及接地电阻 完成安装后组件最小绝缘电阻不小于40M/组件面积；接地电阻应不大于46 组串电性能一致性 完成安装后组串间的开路电压偏差不应大于2%；电流偏差不应大于5%。运行及检修维护阶段1 组件外观 每3个月不应存在影响组件机械完整性的损伤；不应存
20、在异物遮挡；不应存在背板或接线盒鼓包或焦灼；2 组件红外热斑 每3个月参考光伏组件红外热成像（TIS）检测技术规范3 组件电致发光（EL） 每1年参考光伏组件电致发光（EL）检测技术规范XX/T XXXXXXXXX8序号 监督项目 监督时间 监督标准4 绝缘电阻 每1年5 接地电阻 每1年4 组件电流-电压特性 每3个月不应存在组件I-V、P-V特性曲线中电流提早衰减、多峰等畸变等情况，曲线过渡平滑，无局部突变5 组件绝缘及接地电阻 每3个月组件最小绝缘电阻不小于1M；接地电阻应不大于46 组件功率衰减 运行满一年后组件运行首年功率衰减值不应超过技术与商务合同中的约定值7 组件背板 每3个月不应存在背板水解粉化、剥离、失效等问题8 运行维护计划及记录 每1年 检修运维资料应齐全、真实
