GB∕T 36567-2018
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GB∕T 36567-2018 光伏组件检修规程
GB∕T36567-2018
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ICS27.160
中华人民共和国国家标准
GB/T36567—2018
光伏组件检修规程
Code of maintenance for photovoltaic module2018-09-17发布
国家市场监督管理总局
中国国家标准化管理委员会
2019-04-01实施
规范性引用文件
3术语和定义
基本规定
检修项目、方法和周期.
6更换、修复和回收…
7测试
附录A（资料性附录）光伏组件检修记录和测试记录附录B（资料性附录）光伏组件电势诱导衰减（PID）修复GB/T36567—2018
本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草GB/T36567—2018
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件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：国网甘肃省电力公司电力科学研究院、国家电投集团西安太阳能电力有限公司、广州健新科技股份有限公司、国网甘肃省电力公司。本标准主要起草人：董开松、王涛、景乾明、许丽霞、张光儒、沈渭程、杨俊、马喜平、张振华、刘勇、董鹏、苗林、唐票林、张皖军、秦睿、王维洲、赵炜、甄文喜、胡殿刚、刘丽娟、魏博、朱宏毅、梁有珍、陈柏旭。m
1范围
光伏组件检修规程
本标准规定了光伏组件检修的原则、内容、方法及测试等本标准适用手光伏发电系统的晶体硅和非晶薄膜组件检修规范性引用文件
GB/T36567—2018
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/T6495.1光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量晶体硅光伏（PV)方阵I-V特性的现场测量GB/T18210
电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB26860
GB/T35694光伏发电站安全规程
GB50794光伏发电站施工规范
光伏发电站设计规范
GB50797
NB/T32034
光伏发电站现场组件检测规程
3术语和定义
GB50797界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1
定期检修
scheduledmaintenance
根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的计划检修方式。
故障检修
correctivemaintenance
设备在发生故障或其他失效时的检查、隔离和修理等非计划检修方式。3.3
condition based maintenance
状态检修
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，在故障发生前的预知检修方式3.4
photovoltaic hot-spot
组件热斑
光伏组件中的部分电池因自身原因或被周围其他物体所遮挡造成局部阴影，被遮挡的部分电池产生过热的现象。
组件隐裂
photovoltaicsubfissure
电池片受到较大机械力或热应力时，在电池单元产生肉眼不易察觉的隐形裂纹1
GB/T36567—2018
电势诱导衰减
potentialinduceddegradation
电池组件的封装材料和其上、下表面的材料以及电池片与其接地金属边框之间的高电压作用下出现离子迁移，而造成组件性能衰减的现象。4基本规定
4.1光伏组件检修应结合光伏组件相关设备技术文件、同类型光伏组件的检修经验、光伏组件在线监测结果和光伏发电系统的检修计划等.制定检修计划和方案。4.2光伏组件检修作业应符合GB26860和GB/T35694的要求4.3检修人员应熟悉光伏发电系统的原理、结构和性能，光伏组件检修工艺、工序和质量标准，安全工作规程，具备相关的专业技能
4.4光伏组件检修所用工器具和仪器仪表应检验校准合格·并在有效期内4.5
备品备件应满足检修计划的要求。4.6
光伏组件检修作业，宜采用先进工艺和新技术、新方法，提高工作效率。4.7
检修工作结束后应进行测试和验收，检修记录和测试记录参见附录A。光伏组件检修应制定环境保护措施，对更换的光伏组件进行回收处理。5检修项目、方法和周期
5.1一般要求
5.1.1光伏组件检修应按照检修计划和方案进行。5.1.2检修工作开始前，应收集前期运维和检修资料和相关缺陷测试结果；检查绝缘手套、绝缘靴、组件特性测试仪、直流钳形表、电流表、万用表、绝缘电阻测试仪、红外测温仪等，测量设备精度应不低于0.5级。
5.1.3登高检查、维护及更换光伏组件时，宜设操作平台或扶梯5.1.4光伏组件检修停电作业时，应断开汇流箱内相应组串开关及相邻组件的连接线：无组串开关时，应断开汇流箱输出开关，取下对应组串保险或关闭逆变器。5.1.5光伏组件检修完毕，应带走更换以及损环的光伏组件和插接头等，检查确认检修现场无遗留物品。
5.1.6光伏组件检修工作完成恢复运行前，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。
2故障检修
光伏组件故障检修项目及故障处理应按表1确定。2
漏电故障
接线盒故障
断线故障
变形、破损故障
表1光伏方阵故障检修项目内容及质量要求故障现象
光伏组件接地异常
光伏组件输出无
光伏组件输出无电
流、电压
光伏组件有变形、碎
片、开裂等
颜色发黑或褪色的
组件热斑
旁路二极管
发热故障
组件插接头
发热故障检查注意事项：
接线盒温度异带
光伏组件之间的电
线连接处温度高于
电缆本身
GB/T36567—2018
故障处理方法
依次检查接地线是否松脱、光伏组件或光伏组件连接线是否存在破损。松脱时紧固接地线，有破损应更换光伏组件连接线或光伏组件检查接线盒是否有烧毁、变形、开裂等外观缺陷及电气故障。对接线盒进行修复：不能修复时，按照6.1.2的要求更换光伏组件
检查组串所有光伏组件引线及插接头，光伏组件引线断开，宜用一组插接头连接断线处，恢复连接；插接头故障，应更换
检否光伏组件有无变形、破损，变形、破损时应拍照记录并按照GB/T18210测试光伏组件电气性能；影响发电量或安全性，应更换光伏组件检查是否有局部遮挡、光伏组件是否损坏，相应清除避挡物。核实光伏组件损坏，影响发电量。宜采取更换或拍照并记录位置，加密日常检查依次检查光伏组件是否被遮挡、二极管是否失效、光伏组件是否损坏。相应清除遮档物、更换二极管、更换光伏组件
检查接头是否松脱或腐蚀。发生松脱，应恢复良好连接：发生蚀，宜更换光伏组件插接头温度直接测量或红外照相探测时，被探测光伏组件处于正常工作模式（峰值功率跟踪）：其表面的辐照度a)
应超过400W/m，且气象条件稳定检测薄膜光伏组件宜采用短波红外方式by
e）对组件正面扫描时，成像设备和操作者不应在被测阵列表面区域造成阴影。5.3
定期检修
光伏组件定期检修前，采光面应保持清洁。5.3.1
光伏组件定期检修的项目与方法如下：5.3.2
检查光伏组件是否有开裂、弯曲、不规整、外表面损伤及破碎。破碎部分影响安全或发电量时，a)
应更换光伏组件，
检查背板接线盒密封是否完好，检查接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏。存在安全隐患或损坏时，应更换接线盒、接线端子或光伏组件。检查光伏组件插接头和连接引线是否破损、断开和连接不牢固。连接不牢固时应紧固；存在破损或断开时.应更换。
GB/T36567—2018
检香光伏组件金属边框的接地线连接是否紧固、可靠，有无松动、脱落与裸露。存在上述现象时，应对接地线进行紧固或替换，确保可靠接地e
检查光伏组件与支架的卡件固定是否牢固、卡件有无脱落，检查光伏卡件是否有锈蚀。支架有松动现象时应紧固支架，卡件锈蚀时应更换卡件，检查光伏组件间的接线有无松动、断裂现象，接线绑扎是否牢固。存在松动、断裂现象时，应更D
换或重新绑扎
检查相邻光伏组件边缘高差偏差是否符合GB50794的要求，超出时应调整检查光伏组件是否存在组件热斑、组件隐裂等。影响安全或发电量时，应进行故障检修或更换h）
光伏组件
5.3.3光伏组件定期检修周期：
5.3.2中a、b)和c）的检修项目宜每年开展一次a
5.3.2中d）、e）、f)、g)和h)的检修项目宜每2年开展一次，组件热斑接7的要求进行抽检e
5.3.2中的检修项自可根据光伏发电系统的运行环境和年限适当调整检修周期。5.4
状态检修
5.4.1监测光伏发电系统某支路电流值与同一汇流箱中其他支路平均电流相比偏差率超过5%时，且确定为故障时.应按故障检修方式进行。5.4.2相同条件下显示光伏发电系统某一汇流箱发电量小于同一逆变器其他汇流箱15%以上时，应按故障检修方式进行。
5.4.3光伏组件有明显颜色变化或背板灼焦等现象时，宜用红外热成像仪和组件测试仪进行测试，查君具I-V特性是否有异常。严重影响发电量时应更换：被更换的晶体硅组件，无明显热斑、隐裂等现象但存在天面积明暗片时，宜采用电势诱导衰减（PID）修复后再利用。5.4.4巡视检查中发现光伏组件间插接头松动或连接线破损时，应紧固或更换插接头、连接线等。6更换、修复和回收
6.1更换
6.1.1更换的光伏组件应符合下列要求之一：a）更换的为全新的光伏组件，宜选用与被更换光伏组件为同一规格的光伏组件，且光伏组件具有出厂检验合格报告
更换的为原有回收再利用光伏组件，其规格宜与被更换的光伏组件规格一致，且经过测试·待b）
更换的光伏组件宜与相邻光伏组件具有一致的电气特性。6.1.2
光伏组件更换操作应符合以下要求：检修前应核对更换光伏组件与被更换光伏组件标签，查验其规格是否统一。a
根据被更换光伏组件确定对应汇流箱组串支路，拉开该支路直流输出开关；汇流箱无支路直流b）
输出开关时，应拉开该汇流箱直流输出开关、取出该支路保险或关闭逆变器，并在汇流箱上悬挂警示牌。
更换过程中，被更换光伏组件相邻光伏组件插接头应固定，保证其安全可靠断开被更换光伏组件的拆卸过程中应采取防止光伏组件滑落的措施；当光伏组件有破碎部分，不应d
接触该破碎部分，应对破碎组件覆盖遮挡，防止发生触电或电弧灼伤事故。e)
更换光伏组件安装前，应检查光伏组件支架是否弯曲或破损。更换组件安装后，检查固定螺钉的紧固情况和边框保护接地线的连接情况，同时检查相邻光伏组件边缘高差偏差应符合GB50794的规定，超出时应调整GB/T36567—2018
g）安装完成后应检查背板接线盒接线连接情况.将更换后的光伏组件的插接头与相邻光伏组件插接头连接，连接前应核对电缆极性。更换工作完成后，应记录该更换光伏组件在光伏阵列中的安装位置。h
6.1.3光伏组件连接线、插接头或接线盒更换操作应符合以下要求：a）根据检修光伏组件连接线、插接头或接线盒确定对应汇流箱组串支路，拉开该支路直流输出开关：汇流箱无支路直流输出开关时，应拉开该汇流箱直流输出开关、取出该支路保险或关闭逆变器，并在汇流箱上悬挂警示牌。更换过程中，被更换光伏组件与相邻光伏组件的插接头应固定牢靠，确认其安全可靠断开。b）
插接头损坏时，应拆除已损坏插接头，宜用同规格插接头更换：光伏组件连接线外皮破损或断c
裂，则进行处理或更换连接线。检修完毕后，应核对电缆极性，将更换后的组件插接头与相邻组件插接头连接，连接线应绑扎d）
固定。
e）光伏组件连接恢复后，应记录该检修部分在光伏阵列安装位置：光伏组件电势诱导衰减修复
6.2.1修复条件：
a）带边框的晶体硅组件。
b）对光伏组件红外成像和电致发光成像（EL）时，发现其无明显的组件热斑、组件隐裂等，但存在大面积的暗片时。
6.2.2修复方法：
a）光伏组件电势诱导衰减（PID)修复宜采用电势诱导衰减（PID）修复装置，安装、接线和操作应按修复装置说明书和技术要求进行b）光伏组件电势诱导衰减(PID)修复方法参见附录B。6.2.3修复装置使用应符合以下要求：电势诱导衰减（PID）修复装置安装和使用应采取防护安全措施，在接线盒拆线过程中应断开a)
电源。
电势诱导衰减（PID)修复装置应与光伏组件的边框、支架与其他导体外壳连接并接地b)
光伏组件电势诱导衰减（PID）修复现场恢复方法有负极接地法和向组件内部施加正向电压的e
方法。由于负极接地法要求逆变器含有变压器，现场宜采用内部施加正向电压的方法。6.3回收与再利用
6.3.1被更换光伏组件，在无破碎、热斑、气泡或接线盒损坏等严重故障时，应回收再利用。6.3.2对回收再利用光伏组件应按GB/T6495.1和GB/T18210的要求对光伏组件I-V曲线特性参数与背板中心表面温度进行测量，光伏组件特性测试参数应标识在光伏组件背板6.3.3回收再利用的光伏组件宜纳入备品备件管理7测试
7.1光伏组串一致性、组件热斑、电致发光成像（EL）和电气安全性能等项目的测试，其内容和技术要求应符合表2的规定Www.bzxZ.net
7.2光伏组件检修测试红外热斑测试抽检比例。光伏发电系统总装机容量为30MW及以下的可按1%抽检、30MW以上至100MW以下的可按0.5%抽检、100MW及以上的可按0.2%抽检。抽检发现问题组件较多时，可适当扩大拍检比例5
GB/T36567—2018
测试项目
光伏组申一致性测试
红外热斑测试
电致发光成像（EL)测试
电气安全测试
光伏组件测试
测试内容
极性、开路电压、组串电流
隐裂、明暗片、碎片
接地电阻和接地连续性
技术要求
测试应符合NB/T32034的规定
测试辐照度应高于600W/m.同一光伏组件不同区域外表面正上方温度差超过20℃的区域，应视为发生热斑
与初始值进行比较，应无明显变化接地电阻小高于42，接地连续性测试电阻要求不高于0.12
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中华人民共和国国家标准
GB/T36567—2018
光伏组件检修规程
Code of maintenance for photovoltaic module2018-09-17发布
国家市场监督管理总局
中国国家标准化管理委员会
2019-04-01实施
规范性引用文件
3术语和定义
基本规定
检修项目、方法和周期.
6更换、修复和回收…
7测试
附录A（资料性附录）光伏组件检修记录和测试记录附录B（资料性附录）光伏组件电势诱导衰减（PID）修复GB/T36567—2018
本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草GB/T36567—2018
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件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：国网甘肃省电力公司电力科学研究院、国家电投集团西安太阳能电力有限公司、广州健新科技股份有限公司、国网甘肃省电力公司。本标准主要起草人：董开松、王涛、景乾明、许丽霞、张光儒、沈渭程、杨俊、马喜平、张振华、刘勇、董鹏、苗林、唐票林、张皖军、秦睿、王维洲、赵炜、甄文喜、胡殿刚、刘丽娟、魏博、朱宏毅、梁有珍、陈柏旭。m
1范围
光伏组件检修规程
本标准规定了光伏组件检修的原则、内容、方法及测试等本标准适用手光伏发电系统的晶体硅和非晶薄膜组件检修规范性引用文件
GB/T36567—2018
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/T6495.1光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量晶体硅光伏（PV)方阵I-V特性的现场测量GB/T18210
电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB26860
GB/T35694光伏发电站安全规程
GB50794光伏发电站施工规范
光伏发电站设计规范
GB50797
NB/T32034
光伏发电站现场组件检测规程
3术语和定义
GB50797界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1
定期检修
scheduledmaintenance
根据设备磨损和老化的统计规律，事先确定检修间隔、检修项目、需用备件及材料等的计划检修方式。
故障检修
correctivemaintenance
设备在发生故障或其他失效时的检查、隔离和修理等非计划检修方式。3.3
condition based maintenance
状态检修
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，在故障发生前的预知检修方式3.4
photovoltaic hot-spot
组件热斑
光伏组件中的部分电池因自身原因或被周围其他物体所遮挡造成局部阴影，被遮挡的部分电池产生过热的现象。
组件隐裂
photovoltaicsubfissure
电池片受到较大机械力或热应力时，在电池单元产生肉眼不易察觉的隐形裂纹1
GB/T36567—2018
电势诱导衰减
potentialinduceddegradation
电池组件的封装材料和其上、下表面的材料以及电池片与其接地金属边框之间的高电压作用下出现离子迁移，而造成组件性能衰减的现象。4基本规定
4.1光伏组件检修应结合光伏组件相关设备技术文件、同类型光伏组件的检修经验、光伏组件在线监测结果和光伏发电系统的检修计划等.制定检修计划和方案。4.2光伏组件检修作业应符合GB26860和GB/T35694的要求4.3检修人员应熟悉光伏发电系统的原理、结构和性能，光伏组件检修工艺、工序和质量标准，安全工作规程，具备相关的专业技能
4.4光伏组件检修所用工器具和仪器仪表应检验校准合格·并在有效期内4.5
备品备件应满足检修计划的要求。4.6
光伏组件检修作业，宜采用先进工艺和新技术、新方法，提高工作效率。4.7
检修工作结束后应进行测试和验收，检修记录和测试记录参见附录A。光伏组件检修应制定环境保护措施，对更换的光伏组件进行回收处理。5检修项目、方法和周期
5.1一般要求
5.1.1光伏组件检修应按照检修计划和方案进行。5.1.2检修工作开始前，应收集前期运维和检修资料和相关缺陷测试结果；检查绝缘手套、绝缘靴、组件特性测试仪、直流钳形表、电流表、万用表、绝缘电阻测试仪、红外测温仪等，测量设备精度应不低于0.5级。
5.1.3登高检查、维护及更换光伏组件时，宜设操作平台或扶梯5.1.4光伏组件检修停电作业时，应断开汇流箱内相应组串开关及相邻组件的连接线：无组串开关时，应断开汇流箱输出开关，取下对应组串保险或关闭逆变器。5.1.5光伏组件检修完毕，应带走更换以及损环的光伏组件和插接头等，检查确认检修现场无遗留物品。
5.1.6光伏组件检修工作完成恢复运行前，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。
2故障检修
光伏组件故障检修项目及故障处理应按表1确定。2
漏电故障
接线盒故障
断线故障
变形、破损故障
表1光伏方阵故障检修项目内容及质量要求故障现象
光伏组件接地异常
光伏组件输出无
光伏组件输出无电
流、电压
光伏组件有变形、碎
片、开裂等
颜色发黑或褪色的
组件热斑
旁路二极管
发热故障
组件插接头
发热故障检查注意事项：
接线盒温度异带
光伏组件之间的电
线连接处温度高于
电缆本身
GB/T36567—2018
故障处理方法
依次检查接地线是否松脱、光伏组件或光伏组件连接线是否存在破损。松脱时紧固接地线，有破损应更换光伏组件连接线或光伏组件检查接线盒是否有烧毁、变形、开裂等外观缺陷及电气故障。对接线盒进行修复：不能修复时，按照6.1.2的要求更换光伏组件
检查组串所有光伏组件引线及插接头，光伏组件引线断开，宜用一组插接头连接断线处，恢复连接；插接头故障，应更换
检否光伏组件有无变形、破损，变形、破损时应拍照记录并按照GB/T18210测试光伏组件电气性能；影响发电量或安全性，应更换光伏组件检查是否有局部遮挡、光伏组件是否损坏，相应清除避挡物。核实光伏组件损坏，影响发电量。宜采取更换或拍照并记录位置，加密日常检查依次检查光伏组件是否被遮挡、二极管是否失效、光伏组件是否损坏。相应清除遮档物、更换二极管、更换光伏组件
检查接头是否松脱或腐蚀。发生松脱，应恢复良好连接：发生蚀，宜更换光伏组件插接头温度直接测量或红外照相探测时，被探测光伏组件处于正常工作模式（峰值功率跟踪）：其表面的辐照度a)
应超过400W/m，且气象条件稳定检测薄膜光伏组件宜采用短波红外方式by
e）对组件正面扫描时，成像设备和操作者不应在被测阵列表面区域造成阴影。5.3
定期检修
光伏组件定期检修前，采光面应保持清洁。5.3.1
光伏组件定期检修的项目与方法如下：5.3.2
检查光伏组件是否有开裂、弯曲、不规整、外表面损伤及破碎。破碎部分影响安全或发电量时，a)
应更换光伏组件，
检查背板接线盒密封是否完好，检查接线端子是否有过热、烧灼痕迹，检查旁路二极管是否损坏。存在安全隐患或损坏时，应更换接线盒、接线端子或光伏组件。检查光伏组件插接头和连接引线是否破损、断开和连接不牢固。连接不牢固时应紧固；存在破损或断开时.应更换。
GB/T36567—2018
检香光伏组件金属边框的接地线连接是否紧固、可靠，有无松动、脱落与裸露。存在上述现象时，应对接地线进行紧固或替换，确保可靠接地e
检查光伏组件与支架的卡件固定是否牢固、卡件有无脱落，检查光伏卡件是否有锈蚀。支架有松动现象时应紧固支架，卡件锈蚀时应更换卡件，检查光伏组件间的接线有无松动、断裂现象，接线绑扎是否牢固。存在松动、断裂现象时，应更D
换或重新绑扎
检查相邻光伏组件边缘高差偏差是否符合GB50794的要求，超出时应调整检查光伏组件是否存在组件热斑、组件隐裂等。影响安全或发电量时，应进行故障检修或更换h）
光伏组件
5.3.3光伏组件定期检修周期：
5.3.2中a、b)和c）的检修项目宜每年开展一次a
5.3.2中d）、e）、f)、g)和h)的检修项目宜每2年开展一次，组件热斑接7的要求进行抽检e
5.3.2中的检修项自可根据光伏发电系统的运行环境和年限适当调整检修周期。5.4
状态检修
5.4.1监测光伏发电系统某支路电流值与同一汇流箱中其他支路平均电流相比偏差率超过5%时，且确定为故障时.应按故障检修方式进行。5.4.2相同条件下显示光伏发电系统某一汇流箱发电量小于同一逆变器其他汇流箱15%以上时，应按故障检修方式进行。
5.4.3光伏组件有明显颜色变化或背板灼焦等现象时，宜用红外热成像仪和组件测试仪进行测试，查君具I-V特性是否有异常。严重影响发电量时应更换：被更换的晶体硅组件，无明显热斑、隐裂等现象但存在天面积明暗片时，宜采用电势诱导衰减（PID）修复后再利用。5.4.4巡视检查中发现光伏组件间插接头松动或连接线破损时，应紧固或更换插接头、连接线等。6更换、修复和回收
6.1更换
6.1.1更换的光伏组件应符合下列要求之一：a）更换的为全新的光伏组件，宜选用与被更换光伏组件为同一规格的光伏组件，且光伏组件具有出厂检验合格报告
更换的为原有回收再利用光伏组件，其规格宜与被更换的光伏组件规格一致，且经过测试·待b）
更换的光伏组件宜与相邻光伏组件具有一致的电气特性。6.1.2
光伏组件更换操作应符合以下要求：检修前应核对更换光伏组件与被更换光伏组件标签，查验其规格是否统一。a
根据被更换光伏组件确定对应汇流箱组串支路，拉开该支路直流输出开关；汇流箱无支路直流b）
输出开关时，应拉开该汇流箱直流输出开关、取出该支路保险或关闭逆变器，并在汇流箱上悬挂警示牌。
更换过程中，被更换光伏组件相邻光伏组件插接头应固定，保证其安全可靠断开被更换光伏组件的拆卸过程中应采取防止光伏组件滑落的措施；当光伏组件有破碎部分，不应d
接触该破碎部分，应对破碎组件覆盖遮挡，防止发生触电或电弧灼伤事故。e)
更换光伏组件安装前，应检查光伏组件支架是否弯曲或破损。更换组件安装后，检查固定螺钉的紧固情况和边框保护接地线的连接情况，同时检查相邻光伏组件边缘高差偏差应符合GB50794的规定，超出时应调整GB/T36567—2018
g）安装完成后应检查背板接线盒接线连接情况.将更换后的光伏组件的插接头与相邻光伏组件插接头连接，连接前应核对电缆极性。更换工作完成后，应记录该更换光伏组件在光伏阵列中的安装位置。h
6.1.3光伏组件连接线、插接头或接线盒更换操作应符合以下要求：a）根据检修光伏组件连接线、插接头或接线盒确定对应汇流箱组串支路，拉开该支路直流输出开关：汇流箱无支路直流输出开关时，应拉开该汇流箱直流输出开关、取出该支路保险或关闭逆变器，并在汇流箱上悬挂警示牌。更换过程中，被更换光伏组件与相邻光伏组件的插接头应固定牢靠，确认其安全可靠断开。b）
插接头损坏时，应拆除已损坏插接头，宜用同规格插接头更换：光伏组件连接线外皮破损或断c
裂，则进行处理或更换连接线。检修完毕后，应核对电缆极性，将更换后的组件插接头与相邻组件插接头连接，连接线应绑扎d）
固定。
e）光伏组件连接恢复后，应记录该检修部分在光伏阵列安装位置：光伏组件电势诱导衰减修复
6.2.1修复条件：
a）带边框的晶体硅组件。
b）对光伏组件红外成像和电致发光成像（EL）时，发现其无明显的组件热斑、组件隐裂等，但存在大面积的暗片时。
6.2.2修复方法：
a）光伏组件电势诱导衰减（PID)修复宜采用电势诱导衰减（PID）修复装置，安装、接线和操作应按修复装置说明书和技术要求进行b）光伏组件电势诱导衰减(PID)修复方法参见附录B。6.2.3修复装置使用应符合以下要求：电势诱导衰减（PID）修复装置安装和使用应采取防护安全措施，在接线盒拆线过程中应断开a)
电源。
电势诱导衰减（PID)修复装置应与光伏组件的边框、支架与其他导体外壳连接并接地b)
光伏组件电势诱导衰减（PID）修复现场恢复方法有负极接地法和向组件内部施加正向电压的e
方法。由于负极接地法要求逆变器含有变压器，现场宜采用内部施加正向电压的方法。6.3回收与再利用
6.3.1被更换光伏组件，在无破碎、热斑、气泡或接线盒损坏等严重故障时，应回收再利用。6.3.2对回收再利用光伏组件应按GB/T6495.1和GB/T18210的要求对光伏组件I-V曲线特性参数与背板中心表面温度进行测量，光伏组件特性测试参数应标识在光伏组件背板6.3.3回收再利用的光伏组件宜纳入备品备件管理7测试
7.1光伏组串一致性、组件热斑、电致发光成像（EL）和电气安全性能等项目的测试，其内容和技术要求应符合表2的规定Www.bzxZ.net
7.2光伏组件检修测试红外热斑测试抽检比例。光伏发电系统总装机容量为30MW及以下的可按1%抽检、30MW以上至100MW以下的可按0.5%抽检、100MW及以上的可按0.2%抽检。抽检发现问题组件较多时，可适当扩大拍检比例5
GB/T36567—2018
测试项目
光伏组申一致性测试
红外热斑测试
电致发光成像（EL)测试
电气安全测试
光伏组件测试
测试内容
极性、开路电压、组串电流
隐裂、明暗片、碎片
接地电阻和接地连续性
技术要求
测试应符合NB/T32034的规定
测试辐照度应高于600W/m.同一光伏组件不同区域外表面正上方温度差超过20℃的区域，应视为发生热斑
与初始值进行比较，应无明显变化接地电阻小高于42，接地连续性测试电阻要求不高于0.12
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