1、光伏发电站光伏方阵检修规程Code on maintenance for PV array of photovoltaic power station(征求意见稿）中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准GB/T XXXXX20XX20XX-XX-XX发布 20XX-XX-XX实施ICS K I目 次前 言 II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 基本规定 25 检修管理 25.1 一般规定 25.2 工器具及备品备件管理 35.3 检修过程管理 36 检修项目和周期 36.1 检修项目 36.2 检修周期 57 设备、部件检修要求 57.1 光伏组件 57.2 支架及跟
2、踪系统 57.3 汇流箱及直流电缆 67.4 直流配电柜 77.5 光伏方阵防雷及接地系统 78 试验及验收 89 检修报告和检修记录 .11附录 A（资料性附录）检修记录表 .12附录 B（资料性附录）检修报告 .13II前 言本标准是按照 GB/T 1.1-2009 给出的规则起草的。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：、本标准主要起草人：、1光伏发电站光伏方阵检修规程1 范围本标准规定了光伏发电站光伏方阵检修项目、方法、试验及验收等要求。本标准适用于光伏发电站光伏方阵检修。2 规范性引用文件下列文件
3、对于本标准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标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB 26860 电力安全工作规程 发电厂和变电站部分GB/T 29320 光伏电站太阳跟踪系统技术要求GB/T 32512 光伏发电站防雷与接地技术要求GB 50169 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范GB 50171 电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50205 钢结构工程施工质量验收规范GB 50794 光伏发电站施工规范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
4、24343 工业机械电气设备 绝缘电阻试验规范GB* 光伏汇流箱技术要求GB/T * 光伏发电站汇流箱检测技术规程GB * 光伏电池组件检修标准GB * 光伏发电站安全规程NB/T 32034 光伏发电站现场组件检测规程DL/T 475 接地装置特性参数测量导则DL/T 1364 光伏发电站防雷技术规程DL/T 596 电力设备预防性试验规程JGJ 82 钢结构高强度螺栓连接技术规程3 术语和定义下面术语和定义适用于本标准：3.1光伏组件 photovoltaic modules具有封装及内部联接的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组组合装置。又称太阳电池组件（solar cel
5、l module ）。3.2光伏组件串 photovoltaic modules string在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。23.3光伏方阵 photovoltaic array由若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。3.4 光伏发电系统 photovoltaic power generation system利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。3.5光伏发电站 photovoltaic power station以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物
6、及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。3.6定期检修 time based maintenance（TBM）定期检修是指根据设备磨损和老化的统计规律，事先确检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的计划检修方式。3.7故障检修 corrective maintenance故障检修是指设备在发生故障或其他失效时进行的检查、隔离和修理等非计划检修方式。3.8状态检修 condition based maintenance（CBM）状态检修是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，评估设备的状况，在故障发生前选择合适的时间进行检修的预知检修方式。4 基本规定4.1 光伏方阵检修应包括组件、支架、
7、跟踪系统、汇流箱、直流配电柜、直流电缆、方阵接地装置等的检修。4.2 光伏方阵检修应按照检修全过程管理的要求，根据设备监测、运行和检测报告等制定各项检修计划、方案和措施，执行检修、修后评估和验收管理的规定。4.3 光伏方阵检修作业安全应符合 GB 26860 和光伏发电站安全规程的要求。4.4 光伏方阵检修需要电网调度机构批准的，在检修前应向调度机构提出检修申请，经批准后方可实施检修。4.5 光伏方阵检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能和原理，熟悉设备的检修工艺、工序、调试方法和质量标准，熟悉安全工作规程，掌握相关的专业技能。4.6 光伏方阵检修作业，宜采用先进工艺和新技术、新方法，推广应用新
8、材料、新工具，提高工作效率，缩短检修工期。4.7 光伏方阵检修应制定设备检修过程中的环境保护和劳动保护措施，改善作业环境和劳动条件，按照国家环保相关规定合理处置废弃物。4.8 光伏方阵检修应在定期检修、故障检修的基础上，逐步扩大状态检修的比例，最终形成一套融合故障检修、状态检修为一体的优化检修模式。5 检修管理5.1 一般规定35.1.1 光伏方阵的检修应按照有关技术法规，依据光伏方阵设备的技术文件、检修周期、状态监测报告提供的检修要求及当地的气象和环境特点编制检修计划。5.1.2 光伏方阵检修计划宜和光伏发电站总体检修计划相协调。5.1.3 光伏方阵检修工作应按照检修计划执行。5.1.4 光
9、伏方阵检修应结合相关设备技术文件、设备运行监测数据和状态评估结果以及同类型方阵的检修经验编制检修方案。 5.1.5 光伏方阵检修过程中发现重大缺陷需要变更检修范围或检修天数时，应补充、修改和完善检修计划和方案，需要时向上级主管部门提出申请；如果停电检修容量超过电网调度机构规定限值时，也应向调度机构提出申请；经批准后按相应规定和批复实施检修。5.1.6 检修外委时，受托方应具有相应的资质、业绩、完善的质量保证体系和职业健康安全体系，委托方应对外委项目的安全、质量、进度实施全过程管理。5.1.6 检修人员应针对光伏方阵检修收集和整理设备检修记录、报告和设备变更等技术资料，建立检修技术资料档案，经审
10、核批准后归档保存。5.2 工器具及备品备件管理5.2.1 光伏方阵检修应加强对检修工器具的管理。需要检验的工器具应定期进行检验与校准，检修工作完成后应及时整理检修工器具。5.2.2 光伏方阵检修宜按照可靠性和经济性原则，结合检修计划确定所需备品备件。5.2.3 光伏方阵检修所需备品备件应按计划提前订购。5.2.4 光伏发电站备品备件存储宜采用虚拟仓储和实体仓储相结合的存储方式。5.2.5 光伏发电站应有相应人员负责备品备件的管理，并建立备品备件采购计划表、备品备件出入库登记表、备品备件使用统计表、备品备件维修记录表等。5.2.6 对于采用实体存储备品备件的光伏发电站，应按照不同属性分类保管，及
11、时更新备品备件库资料，账卡物应一致。5.2.7 光伏方阵检修宜根据电站的技术水平和备品备件维修产生的效益，安排缺陷部件的修理和再利用。5.3 检修全过程管理5.3.1 光伏方阵检修应实施全过程管理，宜根据检修技术发展情况补充、完善不同检修模式（故障、定期、状态）下的管理方案，使检修计划制定、材料和备品备件采购、技术文件编制、施工、验收以及检修总结等环节处于受控状态，以达到预期的检修成果和质量目标。5.3.2 光伏方阵检修前应依据检修计划编制检修方案，绘制检修进度控制表，制定检修质量管理、质量验收制度，落实备品备件采购及验收，检查工器具并试验合格，并完成检修人员培训和技术交底。5.3.3 光伏方
12、阵检修过程中发现新的缺陷，应及时补充检修项目，落实检修方法，并修改检修进度表和调配必要的工器具和劳动力等。5.3.4 光伏方阵检修工作完成后，应根据设备检修后的变动情况及时修订图纸和技术说明书。5.3.5 光伏方阵检修工作完成后，在设备恢复运行前，检修人员应向运行人员说明设备状况及注意事项，提交设备变更记录和技术说明。5.3.6 光伏方阵检修工作完成后，应及时汇总设备（部件）检修记录，编写检修报告。5.3.7 光伏方阵检修完成后，应进行测试和评估，对检修项目进行验收并形成报告。6 检修项目和周期6.1 检修项目6.1.1 光伏方阵定期检修项目见表 1，其中组件检修项目见 GB*光伏组件检修规程
13、，光伏电站可根据实际情况增加定期检修项目。4表 1 光伏方阵定期检修项目列表序号 部件名称 检修项目1固定支架或可调支架1. 支架外观完好性、弯曲变形、柱顶偏移检查、处理2. 支架连接螺栓紧固度、可靠性检查、处理3. 支架表面焊缝检查、处理4. 支架、连接螺栓、焊缝表面防腐涂层检查、处理5. 支架等电位连线、接地线与接地端子板连接牢固度、可靠性检查、处理6. 支架硬限位完好性检查、处理7. 支架稳定性检查、处理8. 可调支架转动部位调整灵活性检查、处理9. 可调支架高度角调节范围检查2 跟踪系统1. 跟踪系统外观基本检查、处理，包括机体表面有无划痕、裂纹、变形和损坏，表面涂覆有无脱落，零件连接
14、紧固度，金属表面有无锈蚀及标识是否清楚、完好等2. 驱动装置螺栓松紧、齿轮卡涩、润滑油缺失检查、处理3. 控制箱箱体损坏、密封及内部元件完好检查、处理4. 防雷和保护接地完好、可靠性检查、处理 5. 控制系统限位、保护功能检验6. 跟踪范围、精度检验7. 防雷接地电阻、绝缘电阻性能检验3 汇流箱1. 汇流箱表面清洁度、锈蚀，箱体变形、损坏及固定牢靠度检查、处理2. 汇流箱安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标记、标牌牢靠、清晰、完好检查、处理3. 汇流箱内所有开关、熔断器及熔断器底座完好性检查、处理4. 密封失效修复或更换5. 断路器表面清洁度，绝缘外壳、操作手柄完好性检查、处理6. 断
15、路器触头接触电阻检验7. 断路器、直流正负母线之间、正负母线对地绝缘电阻检验8. 防雷保护器、浪涌保护器检查、处理9. 直流电压、电流采集模块开裂、破损检查、处理10. 通讯模块及通讯电缆工作指示灯、信号传输灯显示情况及通讯电缆接线牢固度检查、处理11. 电源模块接线牢固度检查、处理12. 接线端子、母排（接线板）螺栓紧固度、发热变色检查、处理13. 接地线颜色、标识检查、处理14. 内部元器件有严重缺陷的更换15. 固定基础检查、处理 16. 防火封堵检查、处理4 直流电缆1. 电缆标识检查、处理2. 电缆接线紧固度、裸露部分外保护层破损、防护管终端防水、防火严密性检查、处理3. 绝缘电阻检
16、验55 直流配电柜1. 柜体清洁度、门锁完好性检查、处理2. 配电柜安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标记、标牌牢靠、清晰、完好检查、处理3. 配电柜内冷却风扇、柜内照明等运行状态检查、处理4. 断路器、空气开关表面清洁度、损伤及连接紧固度检查、处理5. 防雷保护器、浪涌保护器清洁度、损坏及失效检查、处理6. 直流电压、电流采集模块、通讯模块及通讯电缆、电源模块检查、处理7. 接线端子、母排（接线板）完好性检查、处理8. 接地线完好、可靠性检查、处理9. 柜内表计检验10. 变形、锈蚀等有严重缺陷的直流配电柜柜体更换11. 直流配电柜内部有严重缺陷的器件更换12. 接地电阻检验6光伏方
17、阵防雷及接地系统1. 光伏方阵防雷装置及接地系统完好、可靠性检查、处理2. 接地电阻检验3. 损坏、老化的光伏方阵防雷接地设备，锈蚀严重的接地装置检查、处理4. 等电位连接线、防雷接地线连接紧固度、可靠性检查、处理6.1.2 特殊检修项目：a）重大反事故措施的执行。b）光伏方阵系统结构有重大变动。c）改进光伏方阵系统主要设备的功能和性能。d）光伏方阵系统主要设备进行更新和换型改造。6.2 检修周期6.2.1 光伏方阵检修周期宜按表 2 的规定执行。表 2 光伏方阵检修周期序号 检修类别 检修周期 备注1 定期检修 不超过 3 年 首次检修周期应不超过 1 年2 特殊检修项目 必要时6.2.2
18、对于新投运的光伏电站，应在投运后一年内进行一次全面的检查性检修。6.2.3 光伏方阵检修应结合上次检修情况、状态监测及所处环境、气象条件，确定下次检修周期。6.2.4 光伏方阵定期检修应结合线路、升压站的春、秋检轮流完成所有方阵检修，轮流检修周期应不超过 3 年。7 设备、部件检修要求7.1 光伏组件光伏组件引起光伏方阵运行性能降低或影响安全运行时应及时进行检修，检修方法及要求见 GB*光伏组件检修规程。7.2 支架及跟踪系统7.2.1 固定支架和可调支架7.2.1.1 支架外观应完好，支架弯曲变形、柱顶偏移应符合 GB/T29320 中 4.10.3 的规定。7.2.1.2 支架连接螺栓应紧
19、固、可靠，高强度螺栓连接应符合 JGJ 82 中的规定。7.2.1.3 支架表面焊缝应无开裂。67.2.1.4 支架、连接螺栓、焊缝表面的防腐涂层出现开裂、脱落的应除锈和补刷防腐涂料。除锈、涂装要求应满足设计要求和 GB50205 中 14.2.1、14.2.2 的规定。7.2.1.5 支架等电位线、接地线与接地端子板连接应牢固度、可靠。7.2.1.6 支架在抗风、抗雪状态以及正常工作条件下应稳定、可靠。7.2.1.7 支架硬限位结构应完好。7.2.1.8 可调支架调整应灵活，高度角调节范围应满足设计要求。7.2.2 跟踪系统7.2.2.1 跟踪系统机体表面应无划痕、裂纹、变形和损坏，表面涂覆
20、应无脱落，零件连接应紧固，金属表面应无锈蚀，各标识应清楚、完好。7.2.2.2 跟踪系统控制箱密封应完好，内部元件工作正常；箱内各连接应牢固，箱体应无损坏。7.2.2.3 跟踪系统齿轮应无卡涩，润滑应满足运行要求。7.2.2.4 跟踪系统驱动装置密封件应无漏油、渗油迹象。7.2.2.5 跟踪系统驱动装置动作应平稳、灵活，无异常振动和噪声。7.2.2.6 跟踪系统户外和控制室内电气控制回路接线、控制箱内各接线应牢固、各部件工作应正常，不符合 GB/T 29320 规定的应修理或更换。7.2.2.7 按照 GB/T 29320 中 5.6 的方法检查跟踪系统手动和自动状态下的动作情况和跟踪精度，跟
21、踪精度应符合 GB/T 29320 中 4.6 的规定。7.2.2.8 按照 GB/T 29320 中 5.5 的方法检验跟踪系统跟踪范围，检验结果应符合 GB/T 29320 中 4.5的规定。7.2.2.9 按照 GB/T 29320 规定的方法对控制系统极限位置限位保护功能进行测试，结果应符合 GB/T 29320 中 4.12.5 的规定。7.2.2.10 跟踪系统防雷和保护接地应完好、可靠。7.2.2.11 跟踪系统防雷接地电阻值应符合 GB/T29320 中 4.3.9 的规定。7.2.2.12 按照 GB/T 24343 规定的方法对跟踪系统绝缘电阻进行检验，检验结果应符合 GB
22、/T29320 中4.4.4 的规定。7.3 汇流箱及直流电缆7.3.1 汇流箱接线端子有发热变色等异常现象的应维修或更换。7.3.2 汇流箱本体7.3.2.1 汇流箱表面应清洁、无锈蚀，箱体无变形、损坏且固定应牢靠。7.3.2.2 汇流箱安全警示标识、铭牌及内部各元件、电缆等标识、标记、标牌应牢靠、清晰，完好。7.3.2.3 汇流箱门锁扣应密封良好、动作可靠。7.3.2.4 汇流箱各开关应便于操作，动作应灵活可靠。7.3.2.5 汇流箱内直流电缆与母排（或接线板）应连接牢固、无发热变色。7.3.2.6 汇流箱内部各接线端子应紧固、无锈蚀现象。7.3.2.7 汇流箱体进出电缆应完好、无破损、变
23、色。7.3.2.8 汇流箱体电缆穿线孔防火封堵应严密，固定基础应牢靠。7.3.3 直流断路器7.3.3.1 断路器表面应清洁，无污渍、变形。7.3.3.2 断路器灭弧室绝缘外壳应无损伤、划痕。7.3.3.3 断路器进、出线接线端子应连接牢靠、紧固。7.3.3.4 断路器绝缘操作手柄应无损伤、放电痕迹，表面应光洁、无污渍。7.3.3.5 断路器开关触头接触电阻值应符合 DL/T 596 的规定。7.3.3.6 检查直流断路器分合闸位置指示与实际状态一致，操作机构手动、电动分合闸动作灵活、无卡涩。7.3.3.7 直流断路器辅助开关动作应正确、接触良好。77.3.3.8 断路器、直流正负母线之间、正
24、负母线对地绝缘电阻均应符合 GB/T 24343 的规定。7.3.4 防雷保护模块、熔断器、浪涌保护器、防反二极管7.3.4.1 防雷保护模块应无损坏、失效。7.3.4.2 熔断器应接触良好，熔断器座、熔管应完好，熔丝未断裂。7.3.4.3 检查浪涌保护器，有动作或损坏的应处理。7.3.4.4 检查防反二极管，有损坏或被击穿的应更换。7.3.4.5 检查防雷保护回路，应符合光伏汇流箱技术要求的规定。7.3.5 数据采集模块、通讯模块、控制电源模块7.3.5.1 电源模块应无烧损、指示信号应正常。7.3.5.2 数据采集和通讯模块应无烧损、指示信号应正常、采集数据应准确。7.3.5.3 通讯电缆
25、应无破损、灼烧、接线松动等。7.3.5.4 电源模块接线应牢固、可靠。7.3.6 直流电缆7.3.6.1 直流电缆标识牌应齐备、牢靠，标识应清晰，有磨损、残破、字迹模糊应维护或更换。7.3.6.2 直流电缆绝缘层、裸露部分外保护层有损伤的应维护或更换。7.3.6.3 直流电缆头及引线表面应清洁，有过热变色现象应重新打磨或重新制作电缆头。7.3.6.4 检测光伏组件至汇流箱电缆、汇流箱至直流配电柜电缆绝缘特性，不满足技术文件要求的应处理。7.3.6.5 直流电缆连接应紧固、可靠。7.3.6.6 直流电缆进入盘柜的孔洞处应使用防火材料封堵。7.3.6.7 直流电缆进入防护管处应使用防火材料封堵、防
26、水应严密。7.3.6.8 汇流箱进线端和出线端直流电缆绝缘电阻值应符合 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的规定。7.4 直流配电柜7.4.1 检查柜内接线端子有发热等异常现象的应维修或更换。7.4.2 直流配电柜本体7.4.2.1 配电柜表面和内部应清洁，门锁应齐全完好，柜体有严重变形、锈蚀的应更换。7.4.2.2 直流配电柜内冷却风扇运转应正常，柜内照明应良好。7.4.2.3 配电柜安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标记、标牌应牢靠、清晰、完好。7.4.2.4 配电柜内表计检验应合格、工作正常。7.4.2.5 配电柜各按钮和切换开关动作应良好，面板各指示正常。7.4.2.6 配电
27、柜一、二次电缆应完好、无破损，连接应紧固、无过热迹象。7.4.2.7 柜内母线和接线端子排应无损伤、变形、变色，接线端子未出现松动、锈蚀等迹象。7.4.2.8 配电柜接地线应连接牢靠，无断裂、脱落、松动现象，接地线对地电阻应不超过 0.1。7.4.3 直流断路器直流断路器检修应按照 7.3.3 的规定执行。7.4.4 防雷保护模块、熔断器、浪涌保护器防雷保护模块、熔断器、浪涌保护器检修应按照 7.3.4 的规定执行。7.4.5 数据采集模块、通讯模块、控制电源模块数据采集模块、通讯模块、控制电源模块检修应按照 7.3.5 的规定执行。7.5 光伏方阵防雷及接地系统87.5.1 光伏方阵防雷接地
28、装置维护检修周期应符合 GB/T 32512、DL/T 1364 的规定，有损坏或失效的应维修或更换。7.5.2 光伏方阵系统电阻检查周期、接地装置腐蚀情况检查周期应满足 GB/T 32512、DL/T 1364 的规定。7.5.3 光伏方阵接地装置的接地电阻值应符合 GB/T 32512、DL/T 1364 的规定。7.5.4 地面光伏方阵组件与金属支架、支架与支架、支架与主接地网之间连接应可靠，无锈蚀、脱焊现象；屋顶光伏方阵组件与金属支架、支架与支架、支架与建筑物接地系统连接应可靠，无锈蚀、脱焊现象。7.5.5 电缆金属铠装接地应良好。7.5.6 光伏组件与支架连接点，支架与接地装置连接点
29、的电阻值不应超过 0.03。7.5.7 跟踪系统等电位连接线、防雷接地线应连接良好并可靠接地，有松动、断线的应维修或更换。7.5.8 检查汇流箱、直流配电柜防雷保护器和接地线，防雷保护器失效或损坏的应更换，接地线有锈蚀或连接不可靠的应维修或更换。8 试验及验收8.1 光伏组串试验8.1.1 光伏组串试验前应具备的条件a）检修后的光伏组件应按照设计文件的数量和型号组串并接引完毕。b）光伏方阵框架等电位连接线连接良好并可靠接地。c）汇流箱内部电缆应接引完毕，且标识应清晰、准确。d）汇流箱内的熔断器或开关应在断开位置。e）汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠、且导通良好。f）NB/T 32034要求
30、的其它试验条件。8.1.2 光伏组串试验内容及应符合的技术要求见表 3，光伏发电站可根据现场情况增加试验项目。表 3 光伏组串试验内容及应符合的技术要求序号 试验名称/内容 方法及技术要求 备注1 测试汇流箱内光优组串的极性 极性应正确 更换组串应进行测试2 测量光伏组串电缆接头温度 无温度异常情况 定期检修应进行的测试3 光伏组串一致性测试按照 NB/T 32034 规定的测试方法，测试结果应满足 NB/T 32034 的要求。 维修、更换组串。定期检修应进行的测试4 光伏组串绝缘阻值测试按照 NB/T 32034 规定的测试方法，测试结果应满足 NB/T 32034 的要求。 维修、更换组
31、串。定期检修应进行的测试5 光伏组串效率测试按照 NB/T 32034 规定的测试方法，测试结果应满足技术文件要求。 定期检修应进行的测试6 光伏组件电压-电流特性测试按照 NB/T 32034 规定的测试方法，测试结果应满足技术文件要求 定期检修应进行的测试8.2 跟踪系统试验 8.2.1 跟踪系统试验前应具备下列条件：a）跟踪系统应与基础固定牢固、可靠、并接地良好。b）与转动部位连接的电缆应固定牢固并有适当预留长度。c）转动范围内不应有障碍物。d）跟踪系统的控制回路调试已完成。9e）对采用主动控制方式的跟踪系统，应确认跟踪系统的初始条件。f）采用间歇式跟踪的跟踪系统，电机运行方式应符合技术
32、文件的要求。g）GB/T 29320要求的其它试验条件。8.2.2 跟踪系统试验内容及应符合的技术要求见表 4，光伏发电站可根据现场情况增加试验项目。表 4 跟踪系统试验内容及应符合的技术要求序号 试验名称/内容 方法及技术要求 备注1 接收指令及动作情况检验通过人机界面等方式，手动对跟踪系统发出动作指令。跟踪系统应能接收动作指令，动作方向应正确，传动装置、转动机构应灵活可靠，无卡滞现象。2自动跟踪模式下跟踪范围、跟踪精度检验应符合设计文件或 GB/T 29320 的技术指标要求。3自动跟踪模式下跟踪系统极限位置保护功能检验 极限位置保护应可靠动作。4自动跟踪模式下跟踪系统自动复位功能检验在跟
33、踪结束后，能够自动返回到跟踪初始设定位置。跟踪系统维修、更换。定期检修进行的测试8.3 汇流箱及直流电缆试验8.3.1 汇流箱试验前应具备下列条件：a）汇流箱及内部各部件安装接线完毕，接线正确。b）检查汇流箱本体及内部器件、电缆标识完好，测试绝缘电阻值满足相关技术文件要求。c）箱体绝缘电阻值应满足相关技术文件要求。d）通讯模块调试完毕、接收信号正常。e）光伏发电站汇流箱检测技术规程要求的其它试验条件。8.3.2 汇流箱及直流电缆试验内容及应符合的技术要求见表 5，光伏发电站可根据现场情况增加试验项目。表 5 汇流箱及直流电缆试验内容及应符合的技术要求序号 试验名称/内容 方法及技术要求 备注1
34、 通讯接口试验按照 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的测试方法，满足技术文件和 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的要求。维修、更换通讯模块。定期检修应进行的测试2 防雷器失效告警试验按照 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的测试方法，满足技术文件和 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的要求。维修、更换防雷器。定期检修应进行的测试3 绝缘电阻测试按照 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的测试方法，满足技术文件和 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的要求。维修、更换汇流箱、母排、电缆。定期检修应进行的测试4 绝缘强度（交流耐压）测试按照 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的测试方
35、法，满足GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程和 DL/T 596-2005 的要求。维修、更换汇流箱。定期检修应进行的测试（应在绝缘电阻测试完成后进行）105 接地测试按照 GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程的测试方法，满足GB/T光伏发电站汇流箱检测技术规程和 DL/T 596-2005 的要求。维修、更换接地装置。定期检修应进行的测试6 过流保护试验按照 GB/T17626.5-2008 中的方法进行，试验结果应满足GB/T17626.5-2008 中的要求。维修、更换汇流箱。定期检修应进行的测试（应在绝缘电阻测试完成后进行）7浪涌（冲击）抗扰度试验 按照 GB/T17626.5-200
36、8 中的方法进行，试验结果应满足GB/T17626.5-2008 中的要求。维修、更换汇流箱。定期检修应进行的测试8 断路器接触电阻测试按照 DL/T 596-2005 的方法测试断路器接触电阻，结果应满足DL/T 596-2005 的规定。维修、更换断路器，定期检修应进行的测试 8.4 直流配电柜试验8.4.1 直流配电柜试验前应具备下列条件：a）直流配电柜及内部各部件安装接线完毕，接线正确。b）检查直流配电柜本体及内部器件、电缆标识完好，测试绝缘电阻值满足相关技术文件要求。c）箱体绝缘电阻值应满足相关技术文件要求。d）通讯模块调试完毕、接收信号正常。8.4.2 直流配电柜试验内容及应符合的
37、技术要求见表 6，光伏发电站可根据现场情况增加试验项目。表 6 直流配电柜试验内容及应符合的技术要求序号 试验名称/内容 方法及技术要求 备注1 绝缘电阻测试测量直流配电柜连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻值，应符合 DL/T 596-2005 的规定。维修、更换直流配电柜。定期检修应进行的测试2 通讯接口试验在光伏方阵正常运行情况下，配电柜应能和上位机正常发送和接收数据，测试时间 5min，各参数显示正常维修、更换通讯模块。定期检修应进行的测试3 防雷器失效告警试验拆除防雷器，观察指示灯及通讯软件是否告警；重新插入防雷器，观察是否恢复正常状态。维修、更换防雷器。定期检修应进行的测试4 绝缘强
38、度（交流耐压）试验测量直流配电柜连同所连接电缆及二次回路的交流耐压，应符合DL/T 596-2005 的规定。维修、更换直流配电柜。定期检修应进行的测试5 接地电阻测试使用接地导通测试仪进行测量，在每个裸露导电部件与外部接地导线的接地端子之间通以电流，维持时间 5s，测量两端的电阻值不应超过 0.1。维修、更换直流配电柜。定期检修应进行的测试6 断路器接触电阻测试按照 DL/T 596-2005 的方法测试断路器接触电阻，结果应符合DL/T 596-2005 的规定。维修、更换断路器。定期检修应进行的测试8.5 接地线及接地装置118.5.1 接地线及接地装置试验前应完成接地线及接地装置连接、
39、安装，接线连接正确、牢固。8.5.2 接地线及接地装置试验内容及应符合的技术要求见表 7，光伏发电站可根据现场情况增加试验项目。表 7 接地线及接地装置试验内容及应符合的技术要求序号 试验名称/内容 方法及技术要求 备注1 电气完整性测试按照 DL/T 475 的测试方法测量接地线直流电阻值，应符合 DL/T 475 和 DL/T 596-2005 的规定。2 接地电阻测试按照 DL/T 475 的测试方法测量接地线直流电阻值，应符合 DL/T 475 和 DL/T 596-2005 的规定。维修、更换光伏方阵接地装置。定期检修应进行的测试8.6 验收8.6.1 对光伏方阵检修后试验过程中发现
40、的问题和存在的缺陷，应及时处理和消除。8.6.2 检修后验收工作应执行验收制度。8.6.3 各项检修后试验项目合格，经单项验收合格后，进行总体验收，并在验收合格后形成验收报告。8.6.4 检修完成后应根据光伏方阵运行一段时期的各项技术、经济指标，对检修全过程开展检修综合评价，总结经验和不足，实施持续改进。9 检修报告和检修记录检修记录和检修报告格式参见资料性附录 A 和附录 B。12附录 A（资料性附录） 检修记录表检修记录表 检修部件名称 检修单号检修人员 检修日期检修内容检修处理情况验收年 月 日审核年 月 日备注：检修部件名称一栏中填写具体名称，如：支架、跟踪系统、汇流箱、直流配电柜及直流电缆、光伏方阵防雷及接地系统等。13附录 B （资料性附录） 检修报告B.1 封面光伏方阵检修报告批准：审核：编写：光伏发电站年月日B.2 内容格式一、概述二、检修前情况分析2.1 主要问题2.2 设备检查2.3 状况分析三、检修管理3.1 检修组织及安全管理3.2 质量管理四、检修项目及缺陷处理五、遗留问题及整改措施六、修前和修后测试6.1 修前测试6.2 修后测试七、检修工作总结及评价
