NB/T 32034-2016
基本信息
标准号： NB/T 32034-2016
中文名称：光伏发电站现场组件检测规程
标准类别：能源标准(NB)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
下载格式：.zip .pdf
下载大小：9894701
标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
NB/T 32034-2016.On-site testing procedure for PV module of PV power station.
1范围
NB/T 32034规定了光伏发电站现场已安装并具备发电能力的光伏组件检测的一般方法。
NB/T 32034不适用于聚光光伏组件类型和BIPV。
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 2829周期检验计数抽样程序及表 (适用于对过程稳定性的检验)
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 18210晶体硅光伏 (PV)方阵I-V特性的现场测量
GB 26860电力安全工作规程发电厂 和变电站电气部分
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1光伏组件PV module
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合装置，又称为太阳电池组件。
3.2光伏组串PV string
在光伏发电系统中，将若千个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出的电路单元，简称组件串或组串。
3.3光伏方阵PV array
由若千个太阳电池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发电单元，又称为光伏阵列。
3.4太阳辐照度solar global irradiance
指入射于水平表面单位面积上的全部太阳辐射通量(W/㎡)。
1范围
NB/T 32034规定了光伏发电站现场已安装并具备发电能力的光伏组件检测的一般方法。
NB/T 32034不适用于聚光光伏组件类型和BIPV。
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 2829周期检验计数抽样程序及表 (适用于对过程稳定性的检验)
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 18210晶体硅光伏 (PV)方阵I-V特性的现场测量
GB 26860电力安全工作规程发电厂 和变电站电气部分
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1光伏组件PV module
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合装置，又称为太阳电池组件。
3.2光伏组串PV string
在光伏发电系统中，将若千个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出的电路单元，简称组件串或组串。
3.3光伏方阵PV array
由若千个太阳电池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发电单元，又称为光伏阵列。
3.4太阳辐照度solar global irradiance
指入射于水平表面单位面积上的全部太阳辐射通量(W/㎡)。
标准图片预览
标准内容
ICS27.160
备案号：54693-2016
中华人民共和国能源行业标准
NB/T32034—2016
光伏发电站现场组件检测规程
On-site testing procedure for PV module of PV power station2016-01-07发布
国家能源局
2016-06-01实施
规范性引用文件
3术语和定义
光伏发电站基本资料
检测设备要求
检测内容
8检测报告
附录A（资料性附录）被测参数分析附录B（资料性附录）
检测报告
NB/T32034—2016
NB/T32034—2016
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。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：中国电力科学研究院、新疆特变电工股份有限公司、国网青海省电力公司电力科学研究院。
本标准主要起草人：牛晨晖、陈志磊、李臻、张军军、丁杰、陈梅、李红涛、刘奎、张海宁、包斯嘉、王建秋、杨立滨。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。
1范围
光伏发电站现场组件检测规程
NB/T32034—2016
本标准规定了光伏发电站现场已安装并具备发电能力的光伏组件检测的一般方法。本标准不适用于聚光光伏组件类型和BIPV。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/T2829周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检验）GB/T6495.1光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量GB/T18210晶体硅光伏（PV）方阵I一V特性的现场测量GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
光伏组件PVmodule
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合装置，又称为太阳电池组件。
光伏组串PVstring
在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出的电路单元，简称组件串或组串。
光伏方阵PVarray
由若干个太阳电池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，支称为光伏阵列。
太阳辐照度solarglobalirradiance指入射于水平表面单位面积上的全部太阳辐射通量（W/m2）。4总则
4.1基本条件
应在光伏发电站已投运后开展检测。检测宜优先采用输出稳定的模拟装置现场进行，宜通过专业计算分析平台对测试数据进行分析处理。1
NB/T32034—2016
安全要求
检测现场
应符合GB26860中规定
作业人员
应符合GB26860中规定。
4.2.3其他
应符合GB26860中规定。
4.3抽检方法
从光伏方阵或光伏组串中，根据不同材料类型、不同连接方式和不同生产批次的光伏组件，分别按GB/T2829规定的方法抽取8个样本（如需要可增加备份）用于测试。5光伏发电站基本资料
5.1光伏方阵一般说明
光伏方阵资料应包括以下信息：a）光伏组件类型；
b）光伏组件数量；
c）光伏组串数量；
d）每个光伏组串的组件数量；
e）光伏组件倾角和方位角（如适用）。5.2光伏组串信息
光伏组串应包括以下信息：
光伏组串电缆规格的尺寸和类型；a
b）光伏组串过电流保护装置的规格（如适用）、类型和电压/电流等级：c）旁路二极管类型（如适用）。3光伏发电站接线图
1基本要求
至少应包括主接线图和光伏方阵总平面布置图；a)
接线图至少应包括光伏方阵电气说明、接地保护信息、剩余电流保护信息。b）
光伏方阵电气说明
光伏方阵汇流箱的位置（如适用）；a）
直流隔离开关类型、位置和等级（电压/电流）；b）
光伏方阵过电流保护装置（如适用）的类型、位置和等级（电压/电流）。2
5.3.3接地保护
NB/T32034—2016
接地连接的详细信息的尺寸和连接点，包括详细光伏方阵框架等电位连接线的安装：a）
所有安装浪涌保护（包括交直流线路）设备的详细资料包括位置、类型和等级。b）
5.3.4剩余电流保护
设计文件接线图应包括剩余电流动作保护器的位置、类型和安全等级（如适用）。5.4运行和维护信息
信息应至少包括以下内容：
a）光伏发电站发电功率和日发电量的统计：光伏方阵的维护资料；
光伏组件和逆变器的保修资料。c）
6检测设备要求
6.1温度测量装置
温度测量装置应满足下列要求：测量范围：-50℃~+100℃；
测量精度：0.5℃。
红外线温度测量装置
红外线温度测量装置应满足下列要求：测量精度：2℃；
测量灵敏度：<0.15℃。
I一U曲线测量装置
I一U曲线测量装置应满足下列要求：测试设备测量精度：1%；
b）具备储存I一U曲线与参数的功能：含有与测试设备相连接的辐照计。c）
6.4辐照仪测量装置
辐照仪测量装置应满足下列要求：辐照度测量范围：0W/m2~1500W/m2a)
辐照度测量精度：5%；
倾斜角测量范围：0°~90°：
倾斜角测量精度：2%。
7检测内容
7.1检测前准备工作
准备工作应满足以下要求：
NB/T32034—2016
a）应确认剩余电流动作保护器能正常动作。光伏方阵框架应连接到等电位导体。等电位导体应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地b)
体连接。
光伏并网系统中的所有汇流箱、交直流配电柜、并网功率调节器柜、电流桥架均应可靠接地c
d）对与样本组件关联的接地部分实施接地电阻测量，包括光伏方阵或光伏组串的接地电阻，以及上一级汇流箱的接地电阻。
e）对与样本组件关联的金属部分实施剩余电流检测，包括光伏方阵或光伏组串的金属部分，以及上一级汇流箱外露的金属部分和金属外壳。7.2光伏组件外观检查
应对已安装的光伏组件外观进行检查，检查内容包括：开裂、弯曲、不规整及外表面损伤；光伏电池破碎；
光伏电池相互接触及与边框接触光伏组件的边框和光伏电池之间形成连续通道的气泡或脱层：光伏组件表面粘有污物；
引出端失效，带电部件外露；
可能影响组件性能的其他任何情况。7.3光伏组串一致性测试
7.3.1测试条件
应在辐照度不低于400W/m，各光伏组串处于并联，且系统正常工作条件下开展测试。7.3.2测试步骤
测量单个汇流箱内每条组串电流值并记录。b）断开被测汇流箱所在支路。
c）测量已断开汇流箱内每条组串开路电压值并记录。d）根据记录数据运用公式（1）计算被测汇流箱平均组串电流。+I,+..+IN
式中：
IAvg—汇流箱平均组串电流；
IN—第N串组串支路电流，N=1，2，3.…一单个被测汇流箱连接组串数。n
e）利用公式（2）计算并判定光伏组串电流一致性。x-1Av×100%
式中：
1%——光伏组串电流偏差率。
f）根据记录数据运用公式（3）计算被测汇流箱平均组串开路电压。U,+U,+...+UN
式中：
UAvg——汇流箱平均组串开路电压；U——第N串组串支路开路电压，N=1，2，3…n单个被测汇流箱连接组串数。
g）利用公式（4）计算并判定光伏组串开路电压一致性。U%=
式中：
一光伏组串电压偏差率。
U-UAng
NB/T32034—2016免费标准bzxz.net
注：被测汇流箱内电流偏差率和电压偏差率可作为光伏组串一致性的评判依据。电流偏差率和电压偏差率的参考值均为5%。
7.4光伏组串绝缘阻值测试
7.4.1测试方法
按光伏组串接地方式对光伏组件进行绝缘阻值测试，见表1。选取原则参照4.3节。表1光伏组串绝缘阻值测试方法
光伏组串接地方式
光伏组件边框接地
光伏组件边框不接
地系统
测试方法
方法一：首先测试光伏组串负极b对地c的绝缘电阻，其次测试光伏组串正极a对地c的绝缘电阻
方法二：测试光伏组串正极a与负极b短接时对地的绝缘电阻
方法一：在光伏组串负极b和地c之间做绝缘测试
方法二：在光伏组串负极b和组件边框d之间做绝缘测试
测试示意图
NB/T32034—2016
光伏组串接地方式
光伏组件边框不接
地的导电部分
测试方法
表1（续）
在被测光伏组串负极b与接地体e之间进行绝缘测试
注：根据光伏方阵设计，光伏组串负极可在汇流箱内选取，7.4.2测试要求
测试前断开剩余电流动作保护器：b）
保证峰值电压不超过光伏组串和电缆额定电压值c）测试前，从逆变器到光伏方阵的电气连接应断开；应在系统电源切断后进行电缆测试或接触任何带电导体；d）
测试示意图
采用所选方法测试绝缘电阻时，测量大地与光伏组串电缆之间的绝缘电阻应满足表2要求，测试时间为60s。
表2绝缘电阻最小值
组串系统电压
7.5光伏组件效率测试
组串测试电压
按照7.1要求进行接地和剩余电流检查：b）选取电流偏差率或电压偏差率大于5%的组串中所有光伏组件进行测试；c）断开被测光伏组串主回路：
清洁被选光伏组件，并记录被选组件的基本参数与生产批号：d)
测试环境应满足太阳辐照度不低于700W/m2：最小绝缘电阻
使用辐照仪检测被测区域水平辐照度的均匀性，并将被测光伏组件放置在该区域，放置角度应与该组件原始安装倾角保持一致；根据GB/T18210要求，对被测光伏组件背板表面温度、被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背g
板表面温度与I一U曲线特性参数进行测量并记录；可参考附录A对数据进行分析：
根据4.3抽检原则选取电流偏差率或电压偏差率不大于5%组串中的光伏组件进行测试：j
重复步骤c）至h)。
7.6I-U特性测试
a）光伏组件1一U特性测试应在太阳辐照度（直接辐射+天空散射）波动值不大于10W/m2的情况进行；
NB/T32034—2016
如果环境温度起伏较大，应将样本组件遮挡起来，避免太阳光和风的影响，直到样本组件温度b
与周围空气温度一致（土1℃），去掉遮挡物，立即测量；c)
依据本标准给出的抽检方法进行抽检；检测步骤参照GB/T6495.1执行：d
将测试结果与被测光伏组件标称参数进行对比。e）
检测报告
检测结果应记录并包括以下内容：a)
检测报告标题；
检测报告编制日期；
被测光伏发电站的名称与地理位置：被测光伏组件的规格参数：
检测设备的规格参数；
现场检测环境参数；
检测结果与检测时间；
检测人员、校核人员和技术负责人的姓名、签名；其他相关内容；
在现场将各项检测结果如实记入原始记录表，原始记录表应有检测人员、校核人员和技术负责人签名；
具体格式参见附录B。
NB/T32034—2016
附录A
（资料性附录）
被测参数分析
采用红外测试仪寻找热斑明显光伏组件。测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列中心的背板表面温度TsA。测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列中任一非中心组件的背板表面温度TsM。c）
计算温度差AT=TsA-TsM。
测量光伏组件开路电压Voc，并计算组件电池结点温度TJRO：e)
TrRo=(Uoc-k·Uoc sTc)/β+25℃式中：
被测光伏组件的电压温度系数，V/℃；被测光伏组件所处辐照度与1000W/m2的比例系数，见表A.1。表A.1k值与辐照度比例系数表
辐照度
测量被测光伏组件的背板表面中心温度TsR和背板非中心温度TsM，测试应在60s完成。
计算光伏组件与光伏方阵的连接点修正温度。g）
T。=TsM +AT+TRO -TsR
将被测光伏组件连接到测量装置进行测试并获取1一U曲线参数，测试期间总辐照度变化不应超h)
10%。
分别计算IscC_STC,Uoc_STC，IMPPSTC，UMPP_STC和PMPP_STC:Isc.TEST
Ise.sTe= IscTEsT + IscTEs (G1000
UoC TEST(25-T)
Uoc STC =Uoc TEST + βx-
IMPP STc = IMPP_TEST + IMPP_TEST G
IMPPTEST
UMPP_TEST(25-T)
UMPP_STCc=UMPP_TEST +βx-
PMPPSTC =UMPPSTC'MPP STC
式中：
G太阳辐照度：
被测光伏组件电流温度系数；
被测光伏组件电压温度系数。
被测光伏组件的填充因数为
被测光伏组件的组件效率为
式中：
Aout——被测光伏组件标称总面积。1
被测光伏组件的组件实际效率为PMPP.STC
Uoc.sTclsc_sSTc
1000Agu
1000Am
式中：
Aim—被测光伏组件标称电池片总面积。NB/T32034—2016
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备案号：54693-2016
中华人民共和国能源行业标准
NB/T32034—2016
光伏发电站现场组件检测规程
On-site testing procedure for PV module of PV power station2016-01-07发布
国家能源局
2016-06-01实施
规范性引用文件
3术语和定义
光伏发电站基本资料
检测设备要求
检测内容
8检测报告
附录A（资料性附录）被测参数分析附录B（资料性附录）
检测报告
NB/T32034—2016
NB/T32034—2016
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。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：中国电力科学研究院、新疆特变电工股份有限公司、国网青海省电力公司电力科学研究院。
本标准主要起草人：牛晨晖、陈志磊、李臻、张军军、丁杰、陈梅、李红涛、刘奎、张海宁、包斯嘉、王建秋、杨立滨。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761)。
1范围
光伏发电站现场组件检测规程
NB/T32034—2016
本标准规定了光伏发电站现场已安装并具备发电能力的光伏组件检测的一般方法。本标准不适用于聚光光伏组件类型和BIPV。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/T2829周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性的检验）GB/T6495.1光伏器件第1部分：光伏电流-电压特性的测量GB/T18210晶体硅光伏（PV）方阵I一V特性的现场测量GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
光伏组件PVmodule
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合装置，又称为太阳电池组件。
光伏组串PVstring
在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出的电路单元，简称组件串或组串。
光伏方阵PVarray
由若干个太阳电池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，支称为光伏阵列。
太阳辐照度solarglobalirradiance指入射于水平表面单位面积上的全部太阳辐射通量（W/m2）。4总则
4.1基本条件
应在光伏发电站已投运后开展检测。检测宜优先采用输出稳定的模拟装置现场进行，宜通过专业计算分析平台对测试数据进行分析处理。1
NB/T32034—2016
安全要求
检测现场
应符合GB26860中规定
作业人员
应符合GB26860中规定。
4.2.3其他
应符合GB26860中规定。
4.3抽检方法
从光伏方阵或光伏组串中，根据不同材料类型、不同连接方式和不同生产批次的光伏组件，分别按GB/T2829规定的方法抽取8个样本（如需要可增加备份）用于测试。5光伏发电站基本资料
5.1光伏方阵一般说明
光伏方阵资料应包括以下信息：a）光伏组件类型；
b）光伏组件数量；
c）光伏组串数量；
d）每个光伏组串的组件数量；
e）光伏组件倾角和方位角（如适用）。5.2光伏组串信息
光伏组串应包括以下信息：
光伏组串电缆规格的尺寸和类型；a
b）光伏组串过电流保护装置的规格（如适用）、类型和电压/电流等级：c）旁路二极管类型（如适用）。3光伏发电站接线图
1基本要求
至少应包括主接线图和光伏方阵总平面布置图；a)
接线图至少应包括光伏方阵电气说明、接地保护信息、剩余电流保护信息。b）
光伏方阵电气说明
光伏方阵汇流箱的位置（如适用）；a）
直流隔离开关类型、位置和等级（电压/电流）；b）
光伏方阵过电流保护装置（如适用）的类型、位置和等级（电压/电流）。2
5.3.3接地保护
NB/T32034—2016
接地连接的详细信息的尺寸和连接点，包括详细光伏方阵框架等电位连接线的安装：a）
所有安装浪涌保护（包括交直流线路）设备的详细资料包括位置、类型和等级。b）
5.3.4剩余电流保护
设计文件接线图应包括剩余电流动作保护器的位置、类型和安全等级（如适用）。5.4运行和维护信息
信息应至少包括以下内容：
a）光伏发电站发电功率和日发电量的统计：光伏方阵的维护资料；
光伏组件和逆变器的保修资料。c）
6检测设备要求
6.1温度测量装置
温度测量装置应满足下列要求：测量范围：-50℃~+100℃；
测量精度：0.5℃。
红外线温度测量装置
红外线温度测量装置应满足下列要求：测量精度：2℃；
测量灵敏度：<0.15℃。
I一U曲线测量装置
I一U曲线测量装置应满足下列要求：测试设备测量精度：1%；
b）具备储存I一U曲线与参数的功能：含有与测试设备相连接的辐照计。c）
6.4辐照仪测量装置
辐照仪测量装置应满足下列要求：辐照度测量范围：0W/m2~1500W/m2a)
辐照度测量精度：5%；
倾斜角测量范围：0°~90°：
倾斜角测量精度：2%。
7检测内容
7.1检测前准备工作
准备工作应满足以下要求：
NB/T32034—2016
a）应确认剩余电流动作保护器能正常动作。光伏方阵框架应连接到等电位导体。等电位导体应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地b)
体连接。
光伏并网系统中的所有汇流箱、交直流配电柜、并网功率调节器柜、电流桥架均应可靠接地c
d）对与样本组件关联的接地部分实施接地电阻测量，包括光伏方阵或光伏组串的接地电阻，以及上一级汇流箱的接地电阻。
e）对与样本组件关联的金属部分实施剩余电流检测，包括光伏方阵或光伏组串的金属部分，以及上一级汇流箱外露的金属部分和金属外壳。7.2光伏组件外观检查
应对已安装的光伏组件外观进行检查，检查内容包括：开裂、弯曲、不规整及外表面损伤；光伏电池破碎；
光伏电池相互接触及与边框接触光伏组件的边框和光伏电池之间形成连续通道的气泡或脱层：光伏组件表面粘有污物；
引出端失效，带电部件外露；
可能影响组件性能的其他任何情况。7.3光伏组串一致性测试
7.3.1测试条件
应在辐照度不低于400W/m，各光伏组串处于并联，且系统正常工作条件下开展测试。7.3.2测试步骤
测量单个汇流箱内每条组串电流值并记录。b）断开被测汇流箱所在支路。
c）测量已断开汇流箱内每条组串开路电压值并记录。d）根据记录数据运用公式（1）计算被测汇流箱平均组串电流。+I,+..+IN
式中：
IAvg—汇流箱平均组串电流；
IN—第N串组串支路电流，N=1，2，3.…一单个被测汇流箱连接组串数。n
e）利用公式（2）计算并判定光伏组串电流一致性。x-1Av×100%
式中：
1%——光伏组串电流偏差率。
f）根据记录数据运用公式（3）计算被测汇流箱平均组串开路电压。U,+U,+...+UN
式中：
UAvg——汇流箱平均组串开路电压；U——第N串组串支路开路电压，N=1，2，3…n单个被测汇流箱连接组串数。
g）利用公式（4）计算并判定光伏组串开路电压一致性。U%=
式中：
一光伏组串电压偏差率。
U-UAng
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注：被测汇流箱内电流偏差率和电压偏差率可作为光伏组串一致性的评判依据。电流偏差率和电压偏差率的参考值均为5%。
7.4光伏组串绝缘阻值测试
7.4.1测试方法
按光伏组串接地方式对光伏组件进行绝缘阻值测试，见表1。选取原则参照4.3节。表1光伏组串绝缘阻值测试方法
光伏组串接地方式
光伏组件边框接地
光伏组件边框不接
地系统
测试方法
方法一：首先测试光伏组串负极b对地c的绝缘电阻，其次测试光伏组串正极a对地c的绝缘电阻
方法二：测试光伏组串正极a与负极b短接时对地的绝缘电阻
方法一：在光伏组串负极b和地c之间做绝缘测试
方法二：在光伏组串负极b和组件边框d之间做绝缘测试
测试示意图
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光伏组串接地方式
光伏组件边框不接
地的导电部分
测试方法
表1（续）
在被测光伏组串负极b与接地体e之间进行绝缘测试
注：根据光伏方阵设计，光伏组串负极可在汇流箱内选取，7.4.2测试要求
测试前断开剩余电流动作保护器：b）
保证峰值电压不超过光伏组串和电缆额定电压值c）测试前，从逆变器到光伏方阵的电气连接应断开；应在系统电源切断后进行电缆测试或接触任何带电导体；d）
测试示意图
采用所选方法测试绝缘电阻时，测量大地与光伏组串电缆之间的绝缘电阻应满足表2要求，测试时间为60s。
表2绝缘电阻最小值
组串系统电压
7.5光伏组件效率测试
组串测试电压
按照7.1要求进行接地和剩余电流检查：b）选取电流偏差率或电压偏差率大于5%的组串中所有光伏组件进行测试；c）断开被测光伏组串主回路：
清洁被选光伏组件，并记录被选组件的基本参数与生产批号：d)
测试环境应满足太阳辐照度不低于700W/m2：最小绝缘电阻
使用辐照仪检测被测区域水平辐照度的均匀性，并将被测光伏组件放置在该区域，放置角度应与该组件原始安装倾角保持一致；根据GB/T18210要求，对被测光伏组件背板表面温度、被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背g
板表面温度与I一U曲线特性参数进行测量并记录；可参考附录A对数据进行分析：
根据4.3抽检原则选取电流偏差率或电压偏差率不大于5%组串中的光伏组件进行测试：j
重复步骤c）至h)。
7.6I-U特性测试
a）光伏组件1一U特性测试应在太阳辐照度（直接辐射+天空散射）波动值不大于10W/m2的情况进行；
NB/T32034—2016
如果环境温度起伏较大，应将样本组件遮挡起来，避免太阳光和风的影响，直到样本组件温度b
与周围空气温度一致（土1℃），去掉遮挡物，立即测量；c)
依据本标准给出的抽检方法进行抽检；检测步骤参照GB/T6495.1执行：d
将测试结果与被测光伏组件标称参数进行对比。e）
检测报告
检测结果应记录并包括以下内容：a)
检测报告标题；
检测报告编制日期；
被测光伏发电站的名称与地理位置：被测光伏组件的规格参数：
检测设备的规格参数；
现场检测环境参数；
检测结果与检测时间；
检测人员、校核人员和技术负责人的姓名、签名；其他相关内容；
在现场将各项检测结果如实记入原始记录表，原始记录表应有检测人员、校核人员和技术负责人签名；
具体格式参见附录B。
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附录A
（资料性附录）
被测参数分析
采用红外测试仪寻找热斑明显光伏组件。测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列中心的背板表面温度TsA。测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列中任一非中心组件的背板表面温度TsM。c）
计算温度差AT=TsA-TsM。
测量光伏组件开路电压Voc，并计算组件电池结点温度TJRO：e)
TrRo=(Uoc-k·Uoc sTc)/β+25℃式中：
被测光伏组件的电压温度系数，V/℃；被测光伏组件所处辐照度与1000W/m2的比例系数，见表A.1。表A.1k值与辐照度比例系数表
辐照度
测量被测光伏组件的背板表面中心温度TsR和背板非中心温度TsM，测试应在60s完成。
计算光伏组件与光伏方阵的连接点修正温度。g）
T。=TsM +AT+TRO -TsR
将被测光伏组件连接到测量装置进行测试并获取1一U曲线参数，测试期间总辐照度变化不应超h)
10%。
分别计算IscC_STC,Uoc_STC，IMPPSTC，UMPP_STC和PMPP_STC:Isc.TEST
Ise.sTe= IscTEsT + IscTEs (G1000
UoC TEST(25-T)
Uoc STC =Uoc TEST + βx-
IMPP STc = IMPP_TEST + IMPP_TEST G
IMPPTEST
UMPP_TEST(25-T)
UMPP_STCc=UMPP_TEST +βx-
PMPPSTC =UMPPSTC'MPP STC
式中：
G太阳辐照度：
被测光伏组件电流温度系数；
被测光伏组件电压温度系数。
被测光伏组件的填充因数为
被测光伏组件的组件效率为
式中：
Aout——被测光伏组件标称总面积。1
被测光伏组件的组件实际效率为PMPP.STC
Uoc.sTclsc_sSTc
1000Agu
1000Am
式中：
Aim—被测光伏组件标称电池片总面积。NB/T32034—2016
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