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DB63／T 1780-2020 高海拔光伏电站发电设备现场检测规范7.1作业现场的基本要求
安照GB26860的规定执行
按照GB26860的规定执行。
DB43T 1711.8-2019 城市道路交通管理工程验收规范 第8部分：停车场系统7.2作业人员的基本要求
按照GB26860的规定执行
按照GB26860的规定热
7.3.1检测人员要求如下！
a) 限制非授权人员进入工作区； b 进行检测前办理停电工作票； C 禁止非专业人员进行电站电气设备操作，避免触电或造成系统停运： d 未经允许不得停运设备： e 不得接触电气设备，防止触电
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f）工作人员正确使用检测设备； g）工作人员带好个人防护设备。 7.3.27 检测环境要求如下： a) 大风、雷雨等恶劣条件下不得进行检测； b 选择光照强度较强时刻进行检测。 7.3.3为了检测安全和检测数据准确，检测线缆与电力电缆间隙应符合GB50343的规定。
依据GB/T2828.1的规定和相关要求确定
9.2光伏电站基本检测
9.3光伏方阵绝缘电阻检测
9.3.1.1光伏方阵应按照如下要
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9.3.1.1光伏方阵应按照如下要求进行检测： a） 检测时限制非授权人员进入工作区； b) 不得直接触摸电气设备以防止触电； 绝缘检测装置应具有自动放电的能力； d 漏电保护器应断开； e 在检测期间应当穿好适当的个人防护服或设备； f) 应定量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路；检测要保证峰值电压不能超过 组件或电缆额定值。 9.3.1.2方阵边框接地的系统，可以采用下列两种方法检测： 首选检测方阵负极对地的绝缘电阻，其次检测方阵正极对地的绝缘电阻； 检测光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。 9.3.1.3方阵边框没有接地的系统，可以选择做如下两种方法检测： 在电缆与大地之间做绝缘检测； b 在方阵电缆和组件边框之间做绝缘检测。
.3.2.1观察检测，应包括以下检测： a）查看绝缘耐压标识，根据普通型低压电器在海拔2500m时仍有60%的耐压裕度。 b) 查看高原型成套设备防护，除应满足常规产品执行的GB/T7251.1中正常使用条件和本标准对 海拔高度增加所采取的措施外，还应注重考虑GB/T7251.1中对应的产品标准规定的特殊使用 条件及高原环境条件对成套设备的影响
9.3. 2. 2 设备检测，应包括以下检测
测量电气间隙：以空气作为绝缘介质的低压成套开关设备和控制设备，随着安装场地海拔高度 的增加，应增大电气间隙，其修正系数按GB/T20626.1要求中的规定。 b 测量绝缘电阻：采用适当的方法进行绝缘电阻检测，测量连接到大地与方阵电缆之间的绝缘电 阻，绝缘电阻最小值见表1。检测时间为60s，检测方法参照NB/T32034执行。在做检测之前 应保证检测安全。保证系统电源已经切断之后，才能进行电缆检测或接触任何带电导体，
9.4逆变器转换效率检测
逆变器转换效率检测按照NB/T32032执行。
9.5逆变器电能质量检测
逆变器电能质量检测按照NB/T32008执行。
9.6光伏组串一致性检测
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根据运行和维护信息，对发电量偏低的方阵或组串进行抽检。按照GB/T31365的规定，选取辐照度 400W/m²以上，且光照条件稳定时，分别对光伏方阵所有汇流箱内各组串开路电压、工作电流进行测量， 并应注意以下事项： a） 尽量在最短时间内测量汇流箱内每条组串电流值，并进行记录； b） 测量汇流箱内组串电压值，并进行记录； 根据测量数据，对测量结果进行比对，每个被测汇流箱内的被测电压、电流值最大偏差不应超 过平均值的土5%； d 在测量单个汇流箱时，应尽可能在较短时间内完成检测和记录； e 可选用多路测试仪先检测汇流箱内每条组串电流值，并比较出电流小的组串，再进行组串内其 他检测
9.7光伏组件外观检测
对每个样本组件仔细检测下列情况： a) 组件是否安装牢固，有无松动； b 开裂、弯曲、变形、不规整或损伤的外表面，表面是否有破碎及破碎程度； C 破碎的光伏电池： d 产生裂纹，且开裂面积大于组件表面面积的10%的光伏组件； e 在组件的边框和电池之间形成连续通道的气泡或脱层； 绝缘部件破损； 可能影响组件性能的其他任何情况。 对存在以上问题的光伏组件应根据组件所在阵列位置与生产批号进行书面记录，并照相记录。这些 缺陷在后续的实验中可能会加剧并对组件的性能产生不良影响。
9.8光伏组件功率检测
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b）检测时辐照度能否达到检测设备要求； 组件参数输入完成，连接辐照仪、温度探头、测试线至仪器，将辐照仪固定在组件一侧，并将 温度探头贴至被测组件背板，接通测试线，对要检测的组串进行连接，准备检测； 1 标准电池单元应与组件平行，在同一水平面、切勿遮挡组件，使其固定，切勿手拿致使其晃动； 时刻观察辐照度指数，达到要求并趋于稳定时开始检测； 工 被测组串电压、电流是否在仪器测量范围内，如仪器测量最大电压1000V、最大电流15A； g 设置被测组件参数，确保组件参数正确无误，否则影响检测结果； h 检测步骤参照GB/T6495.1执行； 保存检测数据，注意区分组串和单块组件的保存方式。
9.10光伏组件热斑检测
光伏组件热斑检测，目前可采用便携式红外热像仪和无人机搭载热像仪，两者可相互配合使用，也 独使用： 便携式红外热像仪。 1 应包括以下检测步骤： → 应使热像仪红外镜头面轴线与所要拍摄的目标垂直； → 保证热像仪拍摄距离； 尽量使被测物至于中心框中； 调节焦距及拍摄角度； ? 开始检测； ? 对有问题的组件进行标记，方便查找； ? 保存拍摄好的数据，对于拍摄质量差的进行重新拍摄， 2） 应注意以下事项： ? 注意测量时，辐照度变化是否会影响检测结果； ? 应缓慢调焦，调至最清晰方可； 使热像仪定可能的应与组件保持角度垂直； ? 调节拍摄距离，应使热像仪能拍摄到整块组件； → 手持仪器检测时，切勿动，保持仪器平稳； ? 按一定顺序检测，否则导致后期无法识别组件的匹配图像。 无人机搭载热像仪。 1 应包括以下检测步骤： + 根据电站组件排布情况规划预设无人机飞行航线，且保证红外热像仪镜头与组件的垂 直性； 服务平 ? 飞行高度保证能够拍摄的组件的完整性； → 实时观察传输至终端的照片； → 对发现热斑的组件进行快速定位查找； ? 可以便携式红外热像仪进一步确认； ? 对发现热斑的组件再次进行人工标记，且与无人机标记位置保证一致 2 应注意以下事项： + 拍摄时，热像仪红外镜头面轴线与所要拍摄的目标垂直： 热像仪所表示温度（最大、平均、最小），仅为热像仪中心框中温度； 拍摄时，保持无人机飞行平稳，仪器平稳，切勿晃动； 在拍摄太阳能电池组件时，应保持距离，使红外热像仪能拍摄到整块组件，效果最佳：
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任务配景单一，以防止太阳反射带来的影响： 禁止在大风、雷雨等恶劣天气条件下进行热斑检测，最好在天气晴朗的条件下进行
9.11光伏组件隐性缺陷检测
9. 11. 2注意事项
应注意以下事项： 对检测完成发现隐裂、暗片、黑片等问题组件进行标记，方便后期查找更换； 拍摄过程中时刻注意暗室是否有漏光现象，确保暗室不能漏光，以保证检测质量及准确性； 调整好相机焦距，确保照片清晰度。
检测完成后，应包括以下步骤： a) 检测现场收尾； 你 b) 收拾整理设备并装车； c) d) 电站运维人员进行检查验收； e) 办理工作票终结； f) 由运维人员投运设备
10.1检测报告（参见附录A）应包括但不限于以下信息：
10.1检测报告（参见附录A）应包括但不限于以下信息： a）标题；
10.1检测报告（参见附录A）应包括但不限于以下信息：
检测报告（参见附录A）应包括但不限于以下信息： a) 标题； b) 检测组织、机构的名称和地址及检测地点； C 每页的认证标识或报告； d 客户的姓名和地址：
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检测项目的说明、性能、条件和标识； f 检测项目收到日期和检测日期、时间； 检测设备信息识别，包括名称（带ID）、校准信息、类型、规格参数； h) 参考标准； i 参数设置（电流，电压等）； j 由受检单位提供的被测光伏电站的规格参数； k) 由受检单位提供的被测光伏组件的规格参数： 1 现场检测环境参数； m 检测条件下被测光伏电站现场组件的检测结果： n 署名和标题，或对报告内容和报告日期承担责任的同等人员，检测人员、审核人员、批准和报 告编号； 0） 其他相关内容。 2 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 名。原始记录表应作为用户档案保存两年。
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表A.1检测报告模板（续）
报告无“检测专用章”或检测单位公章无效。 2. 复制报告未重新盖“检测专用章”或检测单位公 章无效。 3. 报告无主检、审核、批准人签章无效。 4. 报告涂改无效。 5. 对检测报告若有异议，应于收到报告之日起十五 日内向实施监督抽查的产品质量监督部门或其上 级产品质量监督部门申请复检，由受理复检的产 品质量监督部门做出复检结论。 6. 一般情况，委托检测仅对来样负责
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表A.1检测报告模板（
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表A.1检测报告模板（续
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表A.1检测报告模板（续）
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表A.1检测报告模板（
表A.1检测报告模板（续）
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表A.1检测报告模板（续）
FZ/T 32017-2014 精梳亚麻棉混纺本色纱DB63/T18802020
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表A.1检测报告模板（
表A.1检测报告模板（续）
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表A.1检测报告模板（
表A.1检测报告模板（续
JB/T 11800-2014 机械产品环境条件 大气环境严酷度分级DB63/T18802020
表A.1检测报告模板（续）