户用光伏发电系统检修规程

ICS27.160

CCSF12

T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CECXXX

户用光伏发电系统检修规程

Codeofmaintenanceforresidentialphotovoltaicpowersystem

（征求意见稿）

20XX—XX—XX发布20XX—XX—XX实施

中国电力企业联合会发布

T/CECXXX

前言

本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起

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专利的责任。

本文件由中国电力企业联合会户用光伏发电标准化技术委员会（CEC/TC21）提出并归口。

本文件起草单位：大唐（海南）新能源开发有限公司

本文件主要起草人：

本文件为首次发布。

本文件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）。

户用光伏发电系统检修规程

1范围

本文件规定了户用光伏发电系统光伏组件、光伏支架、汇流箱、逆变器、并网接口装置、配电柜

的检修、测试方法、检修方法和修后试验等要求。

本文件适用于通过380V/220V电压等级接入电网的户用光伏发电系统。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T16934电能计量柜

GB/T26164电业安全工作规程第1部分：热力和机械

GB/T26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB/T29320光伏电站太阳跟踪系统技术要求

GB/T32512光伏发电站防雷技术要求

GB/T33342户用分布式光伏发电并网接口技术规范

GB/T34936光伏发电站汇流箱技术要求

GB/T35694光伏发电站安全规程

GB/T37408光伏发电并网逆变器技术要求

GB/T37409光伏发电并网逆变器检测技术规范

GB/T38330光伏发电站逆变器检修维护规程

GB50794光伏发电站施工规范

GB50797光伏发电站设计规范

DL/T475接地装置特性参数测量导则

NB/T32034光伏发电站现场组件检测规程

T/CEC272户用光伏一体化并网接口表箱技术规范

T/CECXXX户用光伏发电系统安全规范

3术语和定义

本文件没有需要界定的术语和定义。

4总体要求

4.1户用光伏发电系统检修应制定计划、方案和具体措施,实行全过程管理。

T/CECXXX

4.2户用光伏发电系统检修应制定安全措施，符合T/CECXXX《户用光伏发电系统安全规范》的要求。

户用光伏发电系统检修作业应在良好天气下进行，遇雷电、雪、雹、雨、雾等，不应进行作业；风力

大于4级时，不应进行作业；照明不足，作业人员不能看清周围作业环境时，不应开展作业。

4.3户用光伏发电系统检修人员应熟悉光伏发电系统的原理、结构和性能，熟悉光伏组件检修工艺、

工序和质量标准，严格遵守电业安全工作规程、光伏发电站安全规程，且具备相关的专业技能。

4.4户用光伏发电系统检修作业，宜采用先进工艺和新技术、新方法。

4.5户用光伏发电系统检修前应收集设备资料、日常运行资料、日常缺陷、历年检修记录表、相关缺

陷测试结果。

4.6户用光伏发电系统检修前应确认所需工器具和仪器仪表应检验校准合格，并在有效期内，备品备

件应满足检修计划的要求。

4.7检修前确认已携带所需全部工器具、仪器仪表、备品备件。

4.8登高检查、维护及更换时，要符合GB/T26164和T/CECXXX《户用光伏发电系统安全规范》的要

求。

4.9户用光伏发电系统检修工作结束后应进行测试和验收。

4.10户用光伏发电系统检修前应对系统功能进行检测，检修过程中需制定安全环保措施，检修完毕

后对整个系统重新进行检测。

4.11光伏发电系统检修应制定环境保护措施,检修完毕，应带走更换下部件。更换下部件应集中堆

放并按要求处理，不得随意丢弃。离开前检查确认检修现场无遗留物品。

4.12光伏发电系统检修工作完成恢复运行前，作业人员应向设备使用人员说明维修、更换的设备及

日常注意事项，并提交设备检修记录。检修记录和测试记录见附录A。

5光伏组件检修

5.1一般规定

5.1.1光伏方阵检修作业安全应符合GB26860和GB/T35694的规定。

5.1.2光伏方阵检修需要电网调度机构批准时,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。

5.1.3光伏组件检修作业时，应先关闭逆变器，断开逆变器输入直流开关、输出开关，佩戴绝缘手套

拔下需更换组件与相邻组件连接线插头并做好安全措施。拔下线缆、接头不得触碰支架或原有建筑导

电部分，作业区域内人员严禁发生人身触电并做好防水措施。组件正负极接线使用胶布将其固定在太

阳能板背面，更换组件前要使用相应等级的表计测量无电压后方可进行操作。

5.1.4拆卸时严格按照规定，防止拆开后组件倾倒。拆下的组件靠在支撑物上时，避免组件受到支撑

物划伤。

5.1.5组件搬运时，要使组件垂直放置，禁止拉扯导线。移动组件过程中避免激烈颠簸和震动严禁在

组件上踩踏，不要使组件遭受撞击。严禁佩戴金属饰品，不得划伤玻璃面。

5.2外观检查

T/CECXXX

5.2.1检查光伏组件裂纹、热斑，防护玻璃破损情况。

5.2.2检查光伏组件气泡、EVA脱层、水汽及明显变色现象。

5.2.3检查组件背板划痕、开胶、鼓包、气泡、变色等现象。

5.2.4检查接线盒变形、开裂、老化及烧损现象。

5.2.5检查光伏组件引线破损（或烧损）、MC4插头松动情况。

5.2.6检查光伏组件边框变形，接地紧固，固定螺栓松动情况。

5.2.7检查光伏组件表面污物、灰尘情况。

5.2.8检查光伏组件上的带电警告标识破损缺失情况。

5.3检测试验

光伏组串一致性、电气安全性能等项目的测试，其内容和技术要求应符合表1的规定。

表1光伏组件测试

序号测试项目测试内容技术要求

1光伏组串一致性测试极性、开路电压、组串电流一致性测试应符合NB／T32034的规定

2电气安全测试接地电阻和接地连续性接地电阻小高于4Ω，接地连续性测试电阻要求不高于0.1Ω

5.4检修

5.4.1在白天进行光伏组件相关检修时，应用遮光布将相对应的光伏组件进行遮挡；光伏组件有破碎

部分，应对破碎部分覆盖遮挡，不得接触。

5.4.2断开光伏组件所在汇流箱的直流开关或组串式逆变器的直流开关，断开相邻组件的连接线；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，悬挂警示牌，（注意操作

顺序：先断开关切断电流，防止拉弧，相邻组件指两侧）。

5.4.3取下光伏组件所在汇流箱支路的正、负极保险。

5.4.4拔开相应支路的MC4插头接线，并做好绝缘保护措施，避免线缆短路或接地。

5.4.5使用钳形电流表测量光伏组件所在支路电流为零。

5.4.6光伏组件有裂纹、热斑、防护玻璃有破损、有气泡、EVA脱层、水汽及明显变色、背板有划痕、

开胶、鼓包、气泡、变色、接线盒出现变形、开裂、老化烧损、组件边框变形等缺陷，应对光伏组件

予以更换。光伏组件接线盒后盖损坏、脱落时，应采取密封的措施，禁止接线盒内焊点裸露在外面。

5.4.7更换光伏组件按照同组串相同的型号、规格进行更换。在安装光伏组件时做好光伏组件的防护

工作，不得光伏组件损坏。拆装时不得碰及其他完好的光伏组件；更换高处光伏组件时，应满足GB/T

26164中相关要求，并做好防坠落措施，且不得对周围组件、接线等造成硬力破坏。

5.4.8更换组件过程中，相邻组件插接头固定，使其安全可靠断开。

T/CECXXX

5.4.9光伏组件更换后的检查光伏组件与支架连接牢固，等电位接地线可靠连接。

5.4.10光伏组件更换后与相邻组件插接头连接前核对极性，MC4插头连接牢固可靠。

5.4.11光伏组件进行组串联接后对光伏组串的开路电压和工作电流进行测试。

5.4.12光伏组件引线出现破损（或烧损）等问题，应对引线进行更换，更换引线时确认引线无电压。

5.4.13MC4插头出现松动，应重新插紧插头或者更换插头。取下插头或重新更换插头前，确认插头

所接线缆无电压。

5.4.14光伏组件等电位接地、固定螺栓出现松动时，对松动位置重新紧固。紧固固定螺栓时，注意

均匀紧固，且不要过度紧固。

5.4.15光伏组件表面有污物、灰尘时，应对组件进行清洗。光伏组件清洗应在辐照度低于200W/m2的

情况下清洁光伏组件，结合现场实际情况选择采用清水清洗或干洗，不得使用锐利物件进行刮洗，不

得划伤组件表面，不得使用腐蚀性溶剂冲洗擦拭。采用清水冲洗时，应保证水压不超过5kPa，光伏组

件与水的温差不大于10℃。

5.4.16光伏组件上的带电警告标识出现破损缺失情况时，要予以更换。

5.4.17修后试验应满足以下要求：

光伏组件调整或更换后，应进行组件绝缘、开路电压测试、短路电流测试检测。光伏组件检测内

容和技术要求应符合表2的规定。

组件绝缘测试方法：

1)将组件引出线短路后接到直流绝缘测试仪的正极；

2)将组件暴露的金属部分接到直流绝缘测试仪的负极；

3)以不大于500v·s-1的速率增加绝缘测试仪的电压，直到等于1000V加上两倍的系统最大电压，

维持此电压1min。当系统的最大电压不超过50V时，应以不大于500v·s-1的速率增加直流绝缘测试仪

的电压，直到等于500V，维持此电压1min；

4)在不拆卸组件连接线的情况下，降低电压到零，将绝缘测试仪的正负极短路5min；

5)拆去绝缘测试仪正负极的短路；

6)按照步骤1)和2)的方式连线，对组件加一不小于500V直流电压，测量绝缘电阻。

表2光伏组件测试内容

序号项目要求

1、组件在检验步骤3)中,无绝缘击穿(小于50μA)，或表面

1组串绝缘电阻测试无破裂现象；

2、绝缘电阻不小于20MΩ

2开路电压测试测试应符合NB/T32034规定

3短路电流测试测试应符合NB/T32034规定

4接地电阻和接地连续性测试接地电阻小于4Ω,接地连续性测试电阻要求不高于0.1Ω

6光伏支架检修

6.1一般规定

6.1.1光伏支架检修作业安全应符合GB26860和GB/T35694的规定。

T/CECXXX

6.1.2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。

6.1.3光伏支架安装或拆卸时要做到均匀安装、均匀拆卸，不得过度紧固。

6.1.4户用光伏支架最重要的特征是耐候性。结构必须要兼顾可靠，能承受大气侵蚀，风荷载和其他

外来效应。安全可靠的安装，以最小的安装成本达到最大的使用效果，几乎免维修，可靠地维修，这

些都是选择方案时需要考虑的重要因素。

6.2外观检查

6.2.1检查支架编号齐全、清晰。

6.2.2检查整体基础完整性，包括锈蚀、下沉、损坏、倾斜、坍塌等情况。

6.2.3检查支架裂纹、变形、拉筋脱落、焊缝等情况。

6.2.4检查接地扁铁（接地线）连接断裂、锈蚀情况。

6.2.5检查可调支架驱动装置密封件应无漏油、渗油迹象。

6.2.6检查可调支架控制箱密封性，以及积尘、积水，柜体损坏、变形、锈蚀程度。

6.3检测试验

6.3.1检查支架各连接螺栓紧固度、可靠性应符合GB/T29320的规定,各接线应紧固、可靠。

6.3.2检查支架表面涂覆无开裂、脱落，锈蚀、涂装、镀层厚度应符合设计要求和GB50797、GB50794

的规定，镀层厚度应无损伤。

6.3.3可调支架调整应灵活，高度角调节范围应满足设计要求，驱动装置齿轮应无卡涩，动作应平稳、

灵活无异常振动和噪声；润滑应满足设计和运行要求。

6.3.4检查支架防雷和保护接地应完好、连接应可靠，应无锈蚀、脱焊现象。

6.3.5检测支架倾角，绝对值不应大于1°。

6.3.6可调支架传动部件润滑良好，传动齿轮、轴承无卡涩。

6.4检修

6.4.1支架编号缺失、不清晰的，应重新更换支架编号。

6.4.2检查整体基础完整性，包括锈蚀、下沉、损坏、倾斜、坍塌等情况。

6.4.3支架出现锈蚀，采用电动或者手动工具打磨除锈,然后刷涂专用涂料进行维护防腐。

6.4.4支架出现下沉，应重新对支架基础、金属支架及连接部位进行重新浇筑或紧固，不能承担原有

功能的基础或金属支架，应重新更换。光伏支架最重要的特征是耐候性。结构必须要兼顾可靠，能承

受大气侵蚀，风荷载和其他外来效应。

6.4.5支架出现倾斜、坍塌，应重新更换支架。

6.4.6支架出现裂纹、变形，应重新更换支架。拉筋出现脱落，应重新紧固拉筋。焊缝不满足要求，

按照GB50794的规定进行处理。

T/CECXXX

6.4.7接地扁铁（接地线）连接断裂，按照GB50794的规定进行处理；出现锈蚀，要进行除锈处理

后做好紧固。

6.4.8可调支架驱动装置密封件漏油、渗油，要用棉布进行擦拭后并对漏油、渗油位置螺栓进行紧固。

6.4.9可调支架控制箱出现积尘、积水，要对控制箱密封性进行检查，对密封位置重新进行封堵或更

换密封胶条。

6.4.10控制箱柜体出现损坏、变形，需要对损坏、变形重新进行修整或重新更换柜体。

6.4.11控制箱柜体出现锈蚀，需要对控制箱进行除锈后对柜体进行防腐处理。

6.5修后试验

6.5.1支架更换后应进行检查钢材表面不应有裂纹、气泡、结疤、泛锈、夹杂和折叠等缺陷。

6.5.2支架更换后应进行检查铝合金材料表面应清洁，色泽应均匀，不应有凹凸、变形、皱纹、起皮、

腐蚀斑点、气泡、电灼伤、流痕、发黏及膜（涂）层脱落等缺陷。

6.5.3支架更换后应进行检查紧固件连接、压平，紧固件应牢靠、可靠。

6.5.4防雷装置电气完整性测试，符合DL/T475的规定。

6.5.5防雷装置接地电阻测试，符合GB/T32512的规定。

7汇流箱检修

7.1一般规定

检修工作中应做好充分的安全措施，应满足安全措施，符合T/CECXXX《户用光伏发电系统安全规

范》的要求。

7.2外观检查

7.2.1检查汇流箱设备安全警示标识、铭牌齐全。

7.2.2检查汇流箱表面应清洁、无锈蚀，箱体无变形、损坏且固定应牢靠。

7.2.3检查汇流箱箱体上的防水锁启闭应灵活。

7.2.4检查直流电缆与母排或接线板应连接牢固,无发热变色；各接线端子连接应紧固,无锈蚀、发热

变色等异常现象。

7.2.5检查熔断器应接触良好，熔断器座、熔管应完好熔丝未断裂。

7.2.6检查防雷保护器应无损坏、失效；浪涌保护器有动作或损坏的应处理。

7.2.7检查电源模块，电压、电流采集模块及通讯模块应无破损、灼烧、接线松动，指示信号应正常；

电压、电流采集模块采集的数据应准确通讯电缆应完好,连接应紧固。

7.2.8检查线缆防火封堵完好。

7.3检测试验

T/CECXXX

7.3.1各种开关电器的机构及动作情况检查，应动作灵活无卡涩。

7.3.2地埋电缆无裸露、破损，绝缘满足GB50794的规定。

7.3.3回路电压测试，开路电压在合格范围内。

7.3.4支路通讯检查，指示正常，通讯模块完好，防雷模块无失效，接地完好。

7.3.5汇流箱进行绝缘测试工作。

7.3.6防雷保护回路应符合GB/T34936的规定。

7.4检修

7.4.1汇流箱柜体表面及内部进行清扫，清扫干净无积灰。

7.4.2发现汇流箱内部接线头发热、变形、熔化等现象时，应断开直流防雷配电柜内直流输入开关，

再断开汇流箱内直流断路器，断开光伏组件输入该汇流箱的串并接电缆接头后，方可开始处理工作。

7.4.3汇流箱内部设备检查或需更换时，必须断开与之相应的开关、支路熔断器。

7.4.4检修过程中发现的无法消除的缺陷，应填写原因，并按相应程序处理。

7.5修后试验

7.5.1检修完成后，必须测量绝缘电阻必须大于0.5MΩ,测量极性，检查正常后投入运行。

7.5.2配合检查智能监控信息采集是否准确。

7.5.3开路电压测试，测试应符合NB/T32034规定。

7.5.4IR测试组串极性正确，开路电压在设备规定范围内。

8逆变器检修

8.1一般规定

8.1.1逆变器不应存在锈蚀、积灰等现象，散热环境应良好，逆变器运行时不应有较大振动和异常噪

声，设备标识、警示标识完整，散热风扇正常无异常噪声，温度正常。

8.1.2逆变器检修或预防性维护前，应通过APP或近端调试工具，查看逆变器的运行状态、发电量、

告警信息等是否正常。

8.1.3逆变器检修中，作业安全应该符合GB26860和GB/T35694的要求。

8.1.4逆变器检修后应该符合GB/T37408和GB/T37409的要求。

8.1.5逆变器检修完成后要形成检修报告，报告格式见附录中表A.3逆变器检修记录表。

8.1.6逆变器检修和维护记录等资料应建立文档台账并存档管理。

8.2外观检查

8.2.1检查逆变器标识是否完好。

T/CECXXX

8.2.2检查逆变器外壳变形、锈蚀、积灰，内部积水、水迹、水渍等情况。

8.2.3检查逆变器显示界面、功能指示灯、采集数据情况，运行时有无异响。

8.2.4检查连接线缆绝缘有无破损、变色和老化迹象。

8.2.5检查接线端子牢靠、紧固情况。

8.2.6检查保护接地体连接可靠情况。

8.2.7检查逆变器开关位置情况。

8.3检测试验

8.3.1逆变器检测试验应按照设备操作要求先断开并网开关和交流侧负载，再断开直流侧输入源（光

伏组串、直流蓄电池等），并测量端口残压，检测直流端口电压应小于50V，交流端口电压应小于36V，

方可进行开箱（门）检测试验。

8.3.2对逆变器通讯信号进行检测试验，需要逆变器关机，断开交、直流开关，等待5分钟，待残余

电压释放后，方可进行操作。

8.4检修

8.4.1因外壳形变、锈蚀和防水胶条老化、损坏，造成内部进水或渗水的，应使用备品进行更换。

8.4.2逆变器启停及具有分断功能的器件，功能或性能出现异常情况，影响正常使用时，应使用备件

进行更换。

8.5修后试验

故障检修后的逆变器应按照进行相关试验，试验结果应符合GB/T38330的技术要求，备品备件整

体替换的情况除外。

9并网接口装置检修

9.1一般规定

9.1.1并网接口装置应满足GB/T33342要求。

9.1.2光伏发电系统通过220V单相接入时，每个并网点容量不宜超过8kW。

9.1.3三相电力用户分布式光伏的接入，可选用单相或三相逆变器，采用单相、两相或三相方式接入。

9.1.4接有光伏发电系统的配电台区，不应与其他配电台区建立低压联络(配电室、箱式变低压母线

间联络除外)。

9.2外观检查

9.2.1柜体表面的漆膜应均匀平整，不得有明显流痕起缝、透底漆、刷痕、擦伤及明显的机械杂物；

焊缝不得有夹渣、焊裂、焊穿现象。

9.2.2电能表、采集终端与周围壳体结构件之间的距离不应小于40mm。

T/CECXXX

9.2.3柜体结构应无松动，无变形，无锈蚀；标准紧固件及其他零部件应无松动脱落现象。

9.2.4电能计量柜观察窗密封性应良好，玻璃采用无色透明材料，厚度不小于4/mm。观察窗的大小应

满足监视及抄表的要求。固定玻璃用的边框，应采用铝合金或有足够强度的工程塑料。柜体进、出线

孔应封堵良好。

9.2.5箱门应可加封加锁。

9.2.6计量箱采用独立功能布局、分层分布式结构、统一标准设计，各组成单元相对封闭。箱内元件

的布置及间距应保证调试、操作、维护、检修和安全运行的要求。

9.3检测试验

9.3.1接线检测

9.3.1.1金属外壳的电能表、采集终端装在非金属板上，外壳必须可靠接地。

9.3.1.2电压、电流回路导线排列顺序应正相序，黄（A）、绿（B）、红（C）色导线按自左向右或自

上向下顺序排列。箱体内导体的颜色和排列顺序应按表3规定进行。

表3箱体内导体颜色和排列顺序表

类别颜色垂直排列水平排列前后排列

A相黄上左远

B相绿中中中

C相红下右近

交流

中性线(N线)浅蓝最下最右最近

中性保护线(PE

黄绿

线)

9.3.1.3线束在穿越金属板孔时，应在金属板孔上套置与孔径一致的橡胶保护圈。

9.3.1.4线束要采取固定措施，线束的敷设应做到横平竖直、均匀、整齐、牢固、美观，不允许有晃

动现象。

9.3.1.5接线应灵活连接，可快速拆卸与安装板可实现整体拆装更换，自由拆装。进、出线方式采用

箱体侧面或下面进行。侧面进、出线应设置专用防水弯头，弯头与箱体间配置防水胶垫，方便电缆接

线，进出线口可灵活封堵。

9.3.1.6核对电能表下端回路名称的标识与实际情况是否相符。

9.3.1.7检查接线盒中电流、电压回路连接片是否有效闭合。

9.3.1.8检查连接互感器、电能表、接线盒的导线有无裸露现象。

9.3.1.9检查方向套编写是否正确，长短是否一致。

9.3.1.10检查导线捆扎带间距是否均等，捆扎方向是否一致，扎带尾线是否修剪平整。

9.3.2电气性能检测

T/CECXXX

表箱的通断、计量、通信按照T/CEC272—2019《户用光伏一体化并网接口表箱技术规范》要求执行。

9.3.3防护等级试验

按GB/T16934要求执行。

9.4检修

9.4.1如需更换户用光伏并网接口装置应制定环境保护措施，不得影响原有建筑物的使用功能。

9.4.2信号灯具、端子排更换时保证型号与原设备一致。

9.4.3继电器的检修，检查线圈、簧片、触点等正常，如需更换，保证型号与原设备一致。

9.4.4操作开关的检修，开关分合正常，无卡涩，各级开关符合极差配置，更换时保证型号与原设备

一致。

9.5修后试验

9.5.1外观及箱体结构检查

9.5.1.1柜体表面的漆膜应均匀平整，不得有明显流痕起缝、透底漆、刷痕、擦伤及明显的机械杂物；

焊缝不得有夹渣、焊裂、焊穿现象。

9.5.1.2柜体结构应无松动无变形；标准紧固件及其他零部件应无松动脱落现象。

9.5.1.3电能计量柜观察窗帘封性应良好，玻璃采用无色透明材料，厚度不小于4mm。观察窗的大小应

满足监视及抄表的要求。固定玻璃用的边框，应采用铝合金或有足够强度的工程塑料。

9.5.1.4箱门应可加封加锁。

9.5.1.5计量箱采用独立功能布局、分层分布式结构、统一标准设计，各组成单元相对封闭。箱内元

件的布置及间距应保证调试、操作、维护、检修和安全运行的要求，盘架应牢固，母线、元件应满足

动热稳定的要求。

9.5.2接线检测

9.5.2.1金属外壳的电能表、采集终端装在非金属板上，外壳必须可靠接地。

9.5.2.2电压、电流回路导线排列顺序应正相序，黄（A）、绿（B）、红（C）色导线按自左向右或自

上向下顺序排列。箱体内导体的颜色和排列顺序应按表3规定进行，如果汇流排经过镀锡处理或加装

绝缘防护措施，在明显可见处应有用以分别的相序的标识。

9.5.2.3线束在穿越金属板孔时，应在金属板孔上套置与孔径一致的橡胶保护圈。

9.5.2.4线束要采取固定措施，线束的敷设应做到横平竖直、均匀、整齐、牢固、美观，不允许有晃

动现象。

9.5.2.5接线应灵活连接，可快速拆卸与安装板可实现整体拆装更换，自由拆装。进、出线方式采用

箱体侧面或下面进行。侧面进、出线应设置专用防水弯头，弯头与箱体间配置防水胶垫，方便电缆接

线，进出线口可灵活封堵。

9.5.2.6核对电能表下端回路名称的标识与实际情况相符情况。

T/CECXXX

9.5.2.7检查接线盒中电流、电压回路连接片有效闭合情况。

9.5.2.8检查连接互感器、电能表、接线盒的导线裸露现象。

9.5.2.9检查方向套编写正确情况，长短一致性。

9.5.2.10检查导线捆扎带间距均等情况，捆扎方向一致性，扎带尾线修剪平整情况。

9.5.3电气性能检测

表箱的通断、计量、通信按照T/CEC272要求执行。

10配电柜检修

10.1一般规定

10.1.1配电箱外壳的防护等级，应根据安装场所的环境确定。

10.1.2箱内安装的电器，均应符合国标规定的定型产品。

10.1.3箱内各电器件之间以及它们对外壳的距离，应能满足电气间隙、爬电距离以及操作所需的间

隔。

10.1.4配电箱的进出引线，应采用具有绝缘护套的电线，穿越箱壳时加套管保护。

10.1.5室外配电箱应牢固的安装在支架或基础上。

10.2外观检查

10.2.1检查表面应清洁，表面应清洁,门锁应齐全完好,柜体应无严重变形、锈蚀。

10.2.2安全警示标识、铭牌及内部元件、电缆等标识、标牌应牢靠、清晰、完好。

10.2.3柜内冷却风扇运转应正常，内照明应良好。

10.2.4浪涌保护器表面应清洁、无损坏。

10.2.5电压、电流采集模块，通讯模块应无破损、灼烧、接线松动，指示信号应正常、采集数据应

正确；通讯电缆应完好，连接应紧固。

10.2.6柜内接线端子应无发热等异常现象；柜内母排和接线端子排应无损伤、变形、变色，接线端

子应紧固、无锈蚀。

10.2.7配电柜接地线应连接牢靠，无断裂、脱落、松动现象。

10.2.8配电柜柜体进、出线孔应封堵良好。

10.2.9内部其他元器件应无损坏。

10.3检测试验

10.3.1浪涌保护器应可靠动作。

10.3.2配电柜内表计检验应合格，工作正常。

10.4检修

T/CECXXX

10.4.1箱体如需更换应制定环境保护措施，不得影响原有建筑物的使用功能。

10.4.2信号灯具、端子排更换时保证型号与原设备一致。

10.4.3继电器的检修，检查线圈、簧片、触点等正常，如需更换，保证型号与原设备一致。

10.4.4操作开关的检修，开关分合正常，无卡涩，各级开关符合级差配置，更换时保证型号与原设

备一致。

10.5修后试验

10.5.1安装漏电保护器后，应操作试验按钮，检验漏电保护器的工作特性，确认能正常动作后才允

许投入使用。

10.5.2投入后检查各级空气开关投入正常，显示灯正常，电压显示正常。

T/CECXXX

A

附录A

（资料性）

检修记录

A.1检修记录

检修记录见表A.1。

表A.1检修记录表

检修区域（组件编号）检修单号

检修人员检修日期

检修内容

（对于有故障的光伏组件应附照片）

主要零部件更换及

异常详细记录

验收年月日审核年月日

A.2测试记录

光伏组件检修测试记录见表A.2。

表A.2光伏组件检修测试记录

检修试验日期检修人员

光伏组串一致性检测

方阵汇流箱方阵汇流箱

组串编号组串编号

开路电压短路电流开路电压短路电流

第1串第9串

第2串第10串

第3串第11串

第4串第12串

第5串第13串

第6串第14串

第7串第15串

第8串第16串

最大偏差率／％最大偏差率／％

红外热斑检测

序列号照片成因分析

电致发光成像（EL）检测

照片

序列号成因分析

修前照片修后照片

电气安全检测（带金属边框组件）

技术标准

被测对象Ω实测值结论

A.3测试记录

逆变器检修测试记录见表A．3。

T/CECXXX

表A.3逆变器检修测试记录

名称

逆变器位置逆变器编号

检修人员检修日期

异

常

、

故

障

描

述

处

理

措

施

结

果

验

证

审核日期

━━━━━━━━━━━

17

T/CECXXX

目次

前言.............................................................................II

1范围................................................................................3

2规范性引用文件......................................................................3

3术语和定义..........................................................................3

4总体要求............................................................................3

5光伏组件检修........................................................................4

6光伏支架检修........................................................................6

7汇流箱检修..........................................................................8

8逆变器检修..........................................................................9

9并网接口装置检修...................................................................10

10配电柜检修........................................................................13

附录A（资料性）检修记录........................................................15

I

户用光伏发电系统检修规程

1范围

本文件规定了户用光伏发电系统光伏组件、光伏支架、汇流箱、逆变器、并网接口装置、配电柜

的检修、测试方法、检修方法和修后试验等要求。

本文件适用于通过380V/220V电压等级接入电网的户用光伏发电系统。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T16934电能计量柜

GB/T26164电业安全工作规程第1部分：热力和机械

GB/T26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分

GB/T29320光伏电站太阳跟踪系统技术要求

GB/T32512光伏发电站防雷技术要求

GB/T33342户用分布式光伏发电并网接口技术规范

GB/T34936光伏发电站汇流箱技术要求

GB/T35694光伏发电站安全规程

GB/T37408光伏发电并网逆变器技术要求

GB/T37409光伏发电并网逆变器检测技术规范

GB/T38330光伏发电站逆变器检修维护规程

GB50794光伏发电站施工规范

GB50797光伏发电站设计规范

DL/T475接地装置特性参数测量导则

NB/T32034光伏发电站现场组件检测规程

T/CEC272户用光伏一体化并网接口表箱技术规范

T/CECXXX户用光伏发电系统安全规范

3术语和定义

本文件没有需要界定的术语和定义。

4总体要求

4.1户用光伏发电系统检修应制定计划、方案和具体措施,实行全过程管理。

T/CECXXX

4.2户用光伏发电系统检修应制定安全措施，符合T/CECXXX《户用光伏发电系统安全规范》的要求。

户用光伏发电系统检修作业应在良好天气下进行，遇雷电、雪、雹、雨、雾等，不应进行作业；风力

大于4级时，不应进行作业；照明不足，作业人员不能看清周围作业环境时，不应开展作业。

4.3户用光伏发电系统检修人员应熟悉光伏发电系统的原理、结构和性能，熟悉光伏组件检修工艺、

工序和质量标准，严格遵守电业安全工作规程、光伏发电站安全规程，且具备相关的专业技能。

4.4户用光伏发电系统检修作业，宜采用先进工艺和新技术、新方法。

4.5户用光伏发电系统检修前应收集设备资料、日常运行资料、日常缺陷、历年检修记录表、相关缺

陷测试结果。

4.6户用光伏发电系统检修前应确认所需工器具和仪器仪表应检验校准合格，并在有效期内，备品备

件应满足检修计划的要求。

4.7检修前确认已携带所需全部工器具、仪器仪表、备品备件。

4.8登高检查、维护及更换时，要符合GB/T26164和T/CECXXX《户用光伏发电系统安全规范》的要

求。

4.9户用光伏发电系统检修工作结束后应进行测试和验收。

4.10户用光伏发电系统检修前应对系统功能进行检测，检修过程中需制定安全环保措施，检修完毕

后对整个系统重新进行检测。

4.11光伏发电系统检修应制定环境保护措施,检修完毕，应带走更换下部件。更换下部件应集中堆

放并按要求处理，不得随意丢弃。离开前检查确认检修现场无遗留物品。

4.12光伏发电系统检修工作完成恢复运行前，作业人员应向设备使用人员说明维修、更换的设备及

日常注意事项，并提交设备检修记录。检修记录和测试记录见附录A。

5光伏组件检修

5.1一般规定

5.1.1光伏方阵检修作业安全应符合GB26860和GB/T35694的规定。

5.1.2光伏方阵检修需要电网调度机构批准时,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。

5.1.3光伏组件检修作业时，应先关闭逆变器，断开逆变器输入直流开关、输出开关，佩戴绝缘手套

拔下需更换组件与相邻组件连接线插头并做好安全措施。拔下线缆、接头不得触碰支架或原有建筑导

电部分，作业区域内人员严禁发生人身触电并做好防水措施。组件正负极接线使用胶布将其固定在太

阳能板背面，更换组件前要使用相应等级的表计测量无电压后方可进行操作。

5.1.4拆卸时严格按照规定，防止拆开后组件倾倒。拆下的组件靠在支撑物上时，避免组件受到支撑

物划伤。

5.1.5组件搬运时，要使组件垂直放置，禁止拉扯导线。移动组件过程中避免激烈颠簸和震动严禁在

组件上踩踏，不要使组件遭受撞击。严禁佩戴金属饰品，不得划伤玻璃面。

5.2外观检查

T/CECXXX

5.2.1检查光伏组件裂纹、热斑，防护玻璃破损情况。

5.2.2检查光伏组件气泡、EVA脱层、水汽及明显变色现象。

5.2.3检查组件背板划痕、开胶、鼓包、气泡、变色等现象。

5.2.4检查接线盒变形、开裂、老化及烧损现象。

5.2.5检查光伏组件引线破损（或烧损）、MC4插头松动情况。

5.2.6检查光伏组件边框变形，接地紧固，固定螺栓松动情况。

5.2.7检查光伏组件表面污物、灰尘情况。

5.2.8检查光伏组件上的带电警告标识破损缺失情况。

5.3检测试验

光伏组串一致性、电气安全性能等项目的测试，其内容和技术要求应符合表1的规定。

表1光伏组件测试

序号测试项目测试内容技术要求

1光伏组串一致性测试极性、开路电压、组串电流一致性测试应符合NB／T32034的规定

2电气安全测试接地电阻和接地连续性接地电阻小高于4Ω，接地连续性测试电阻要求不高于0.1Ω

5.4检修

5.4.1在白天进行光伏组件相关检修时，应用遮光布将相对应的光伏组件进行遮挡；光伏组件有破碎

部分，应对破碎部分覆盖遮挡，不得接触。

5.4.2断开光伏组件所在汇流箱的直流开关或组串式逆变器的直流开关，断开相邻组件的连接线；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，悬挂警示牌，（注意操作

顺序：先断开关切断电流，防止拉弧，相邻组件指两侧）。

5.4.3取下光伏组件所在汇流箱支路的正、负极保险。

5.4.4拔开相应支路的MC4插头接线，并做好绝缘保护措施，避免线缆短路或接地。

5.4.5使用钳形电流表测量光伏组件所在支路电流为零。

5.4.6光伏组件有裂纹、热斑、防护玻璃有破损、有气泡、EVA脱层、水汽及明显变色、背板有划痕、

开胶、鼓包、气泡、变色、接线盒出现变形、开裂、老化烧损、组件边框变形等缺陷，应对光伏组件

予以更换。光伏组件接线盒后盖损坏、脱落时，应采取密封的措施，禁止接线盒内焊点裸露在外面。

5.4.7更换光伏组件按照同组串相同的型号、规格进行更换。在安装光伏组件时做好光伏组件的防护

工作，不得光伏组件损坏。拆装时不得碰及其他完好的光伏组件；更换高处光伏组件时，应满足GB/T

26164中相关要求，并做好防坠落措施，且不得对周围组件、接线等造成硬力破坏。

5.4.8更换组件过程中，相邻组件插接头固定，使其安全可靠断开。

T/CECXXX

5.4.9光伏组件更换后的检查光伏组件与支架连接牢固，等电位接地线可靠连接。

5.4.10光伏组件更换后与相邻组件插接头连接前核对极性，MC4插头连接牢固可靠。

5.4.11光伏组件进行组串联接后对光伏组串的开路电压和工作电流进行测试。

5.4.12光伏组件引线出现破损（或烧损）等问题，应对引线进行更换，更换引线时确认引线无电压。

5.4.13MC4插头出现松动，应重新插紧插头或者更换插头。取下插头或重新更换插头前，确认插头

所接线缆无电压。

5.4.14光伏组件等电位接地、固定螺栓出现松动时，对松动位置重新紧固。紧固固定螺栓时，注意

均匀紧固，且不要过度紧固。

5.4.15光伏组件表面有污物、灰尘时，应对组件进行清洗。光伏组件清洗应在辐照度低于200W/m2的

情况下清洁光伏组件，结合现场实际情况选择采用清水清洗或干洗，不得使用锐利物件进行刮洗，不

得划伤组件表面，不得使用腐蚀性溶剂冲洗擦拭。采用清水冲洗时，应保证水压不超过5kPa，光伏组

件与水的温差不大于10℃。

5.4.16光伏组件上的带电警告标识出现破损缺失情况时，要予以更换。

5.4.17修后试验应满足以下要求：

光伏组件调整或更换后，应进行组件绝缘、开路电压测试、短路电流测试检测。光伏组件检测内

容和技术要求应符合表2的规定。

组件绝缘测试方法：

1)将组件引出线短路后接到直流绝缘测试仪的正极；

2)将组件暴露的金属部分接到直流绝缘测试仪的负极；

3)以不大于500v·s-1的速率增加绝缘测试仪的电压，直到等于1000V加上两倍的系统最大电压，

维持此电压1min。当系统的最大电压不超过50V时，应以不大于500v·s-1的速率增加直流绝缘测试仪

的电压，直到等于500V，维持此电压1min；

4)在不拆卸组件连接线的情况下，降低电压到零，将绝缘测试仪的正负极短路5min；

5)拆去绝缘测试仪正负极的短路；

6)按照步骤1)和2)的方式连线，对组件加一不小于500V直流电压，测量绝缘电阻。

表2光伏组件测试内容

序号项目要求

1、组件在检验步骤3)中,无绝缘击穿(小于50μA)，或表面

1组串绝缘电阻测试无破裂现象；

2、绝缘电阻不小于20MΩ

2开路电压测试测试应符合NB/T32034规定

3短路电流测试测试应符合NB/T32034规定

4接地电阻和接地连续性测试接地电阻小于4Ω,接地连续性测试电阻要求不高于0.1Ω

6光伏支架检修

6.1一般规定

6.1.1光伏支架检修作业安全应符合GB26860和GB/T35694的规定。

T/CECXXX

6.1.2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。

6.1.3光伏支架安装或拆卸时要做到均匀安装、均匀拆卸，不得过度紧固。

6.1.4户用光伏支架最重要的特征是耐候性。结构必须要兼顾可靠，能承受大气侵蚀，风荷载和其他

外来效应。安全可靠的安装，以最小的安装成本达到最大的使用效果，几乎免维修，可靠地维修，这

些都是选择方案时需要考虑的重要因素。

6.2外观检查

6.2.1检查支架编号齐全、清晰。

6.2.2检查整体基础完整性，包括锈蚀、下沉、损坏、倾斜、坍塌等情况。

6.2.3检查支架裂纹、变形、拉筋脱落、焊缝等情况。

6.2.4检查接地扁铁（接地线）连接断裂、锈蚀情况。

6.2.5检查可调支架驱动装置密封件应无漏油、渗油迹象。

6.2.6检查可调支架控制箱密封性，以及积尘、积水，柜体损坏、变形、锈蚀程度。

6.3检测试验

6.3.1检查支架各连接螺栓紧固度、可靠性应符合GB/T29320的规定,各接线应紧固、可靠。

6.3.2检查支架表面涂覆无开裂、脱落，锈蚀、涂装、镀层厚度应符合设计要求和GB50797、GB50794

的规定，镀层厚度应无损伤。

6.3.3可调支架调整应灵活，高度角调节范围应满足设计要求，驱动装置齿轮应无卡涩，动作应平稳、

灵活无异常振动和噪声；润滑应满足设计和运行要求。

6.3.4检查支架防雷和保护接地应完好、连接应可靠，应无锈蚀、脱焊现象。

6.3.5检测支架倾角，绝对值不应大于1°。

6.3.6可调支架传动部件润滑良好，传动齿轮、轴承无卡涩。

6.4检修

6.4.1支架编号缺失、不清晰的，应重新更换支架编号。

6.4.2检查整体基础完整性，包括锈蚀、下沉、损坏、倾斜、坍塌等情况。

6.4.3支架出现锈蚀，采用电动或者手动工具打磨除锈,然后刷涂专用涂料进行维护防腐。

6.4.4支架出现下沉，应重新对支架基础、金属支架及连接部位进行重新浇筑或紧固，不能承担原有

功能的基础或金属支架，应重新更换。光伏支架最重要的特征是耐候性。结构必须要兼顾可靠，能承

受大气侵蚀，风荷载和其他外来效应。

6.4.5支架出现倾斜、坍塌，应重新更换支架。

6.4.6支架出现裂纹、变形，应重新更换支架。拉筋出现脱落，应重新紧固拉筋。焊缝不满足要求，

按照GB50794的规定进行处理。

T/CECXXX

6.4.7接地扁铁（接地线）连接断裂，按照GB50794的规定进行处理；出现锈蚀，要进行除锈处理

后做好紧固。

6.4.8可调支架驱动装置密封件漏油、渗油，要用棉布进行擦拭后并对漏油、渗油位置螺栓进行紧固。

6.4.9可调支架控制箱出现积尘、积水，要对控制箱密封性进行检查，对密封位置重新进行封堵或更

换密封胶条。

6.4.10控制箱柜体出现损坏、变形，需要对损坏、变形重新进行修整或重新更换柜体。

6.4.11控制箱柜体出现锈蚀，需要对控制箱进行除锈后对柜体进行防