《电池组件检修规程》

ICS

K

中华人民共和国国家标准

GB/TXXXXX—20XX

电池组件检修规程

Codeonmaintenanceofphotovoltaicmodule

(征求意见稿）

20XX-XX-XX发布20XX-XX-XX实施

目  次

前言................................................................错误！未定义书签。

1范围.................................................................................1

2规范性引用文件.......................................................................1

3术语和定义...........................................................................1

4基本规定.............................................................................2

5检修项目和周期.......................................................................2

5.1一般规定.......................................................................2

5.2故障检修.......................................................................2

5.3定期检修.......................................................................3

5.4状态检修......................................................................4

6主要部件的更换检修...................................................................4

6.1更换检修条件...................................................................4

6.2更换检修操作...................................................................4

6.3回收与再利用...................................................................5

7试验与记录...........................................................................5

7.1检修试验.......................................................................5

7.2检修记录.......................................................................6

附录A(资料性附录)组件PID修复方法.....................................................7

附录B(资料性附录)光伏组件检修记录参考表...............................................8

I

电池组件检修规程

1范围

本标准规定了光伏组件检修的原则、内容、方法、试验等技术要求。

本标准适用于光伏发电系统的晶体硅和非晶薄膜组件检修。

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，仅所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光伏电流-电压特性的测量

GB/T18210晶体硅光伏（PV）方阵I-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

GB50794光伏发电站施工规范

GB50797光伏发电站设计规范

GB*****光伏发电站安全规范

NB/T32034光伏发电站现场组件检测规程

3术语和定义

下列术语和定义适用于本标准：

3.1

光伏组件photovoltaicmodules

具有封装及内部联结的、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。又称太阳

电池组件（solarcellmodule）。

3.2

光伏方阵photovoltaicarray

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。

3.3

光伏发电系统photovoltaicpowergenerationsystem

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。

3.4

光伏发电站photovoltaicpowerstation

以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。

3.5

故障检修correctivemaintenance

故障检修是指光伏组件等设备在发生故障或其他失效时进行的检查、隔离和修理等的非计划检修方

式。

3.6

定期检修scheduledmaintenance

1

定期检修是指根据光伏组件等设备的老化规律，事先确定检修项目、检修间隔、需要备件及材料等

的计划检修方式。

3.7

状态检修condition-basedmaintenance

状态检修是指根据现场状态检查和监控系统监测提供的光伏组件、组串等的状态信息，评估光伏组

件的状态，在故障发生前选择合适的时间进行检修的方式。

4基本规定

4.1光伏组件检修应在故障检修、定期检修的基础上，逐步向“状态检修”发展。

4.2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、光伏组件状态评估

结果和光伏系统的检修计划等，制定组件检修计划、方案和试验。

4.3光伏组件检修作业安全应符合GB26860和光伏发电站安全规范的要求。

4.4光伏组件检修应符合“两票三制”的要求。

4.5光伏组件检修前，所用工器具应检验校准合格。

4.6应按备品备件管理规定并结合检修计划准备检修所需备品备件。

4.7检修作业前应进行安全危险点告知和工作交底；检修工作进行过程中应统一指挥。

4.8光伏组件检修应对更换的组件进行回收处理,防治环境污染。

4.9所有工作人员撤离现场，应及时办理工作结束手续。检修工作结束后，应及时提交检修记录和试验

报告，经审核批准后归档保存。

5检修项目和周期

5.1一般规定

5.1.1光伏组件检修人员应根据状态监测信息和组件的检修要求，对组件进行检修。光伏组件检修应依

据计划和方案进行。

5.1.2光伏组件检修人员应熟悉组件的检修工艺、工序和质量标准，熟悉安全工作规程，具备相关的专

业技能。

5.1.3光伏组件的检修不应中断或影响接地连接通道。

5.1.4光伏组件检修需停电作业的，应断开汇流箱内相应组串开关（当无组串开关，则断开汇流箱输出

开关，取下对应组串保险或关闭逆变器）及相邻组件的连接线，并在检修前进行查验确认。

5.1.5检修工作开始前,应收集前期运维和检修记录的资料；应检查所用绝缘手套、绝缘靴、组件特性

测试仪、直流钳、电流表、万用表、绝缘电阻测试仪等是否在合格的有效期内，且用作测量的设备其精

度应不小于0.5级。

5.1.6进入检修现场前，检修工作负责人应组织检查各项工作的准备情况，将检修备用插接头、光伏组

件、作业工器具准备好。需登高检查、维护及更换光伏组件，应设操作平台或扶梯。

5.1.7光伏组件检修的全部过程应进行记录。检修过程中，对裂纹、气泡或脱层等的程度和位置应作记

录和照相。对于所有记录应妥善保管，并对故障记录进行分析。

5.1.8光伏组件检修完毕，应带走更换以及损坏的组件和插接头等，检查确认无遗留物品。

5.1.9光伏组件检修工作完成在恢复运行前，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。

5.2故障检修

5.2.1光伏组件在出现故障时，其故障原因的判别和故障处理可参照表1的规定进行。

2

表1光伏组件故障判别及故障处理

故障类型故障现象故障处理方法备注

检查接地线是否松脱。松脱时紧固接地

线。检查组件或组件连接线是否存在破

漏电故障组件接地异常/

损。如有破损则更换组件连接线或光伏

组件。

检查接线盒是否有烧毁、变形、开裂等

破损现象。如果接线盒能够检修恢复，

接线盒故障组件输出无电流/

则更换接线盒即可；如果不能恢复，按

照本标准6.2.1的要求更换光伏组件。

检查组串所有光伏组件接线及插接头。故障判别时，用万用表通断

组件输出无电接线断线，宜用一组公母插头结于断线档，测量方阵正负极通断；通

断线故障

流、电压处，恢复连接；插接头故障，应进行更说明回路正常，断则说明回路

换。断开。

组件有碎片、开检查组件有无破损。有破损时应照相并

破损故障/

裂等记录；宜更换组件。

检查是否有局部遮挡。有遮挡物时应清温度直接测量或红外照相探

除遮挡物；如果没有，应检查判定是否测时，被探测组件与阵列处于

颜色发黑或褪色是组件本身的质量问题引起的。严重影正常工作模式（峰值功率跟

热斑

的区域响支路发电的热斑组件应进行更换；影踪）。其表面的辐照度应超过

响较小的，应对热斑组件进行拍照和位400W/m2，且天空条件应稳定。

置记录，加强对该组件的日常检查。理想情况是太阳辐射相对恒

发

检查是否存在明显的外部原因，如碎片定且阵列表面的辐照度超过

热旁路

遮挡模组导致旁路二极管保护等。如果600W/m2，以保证有足够的电

故二极接线盒温度异常

不存在明显外部原因，检查判定是否是流来产生可辨别的温度差异。

障管发过高

组件本身的质量问题引起的，确认后应薄膜和玻璃对红外的吸收比

热

更换接线盒或光伏组件。较强，因此检测薄膜组件用短

组件波红外效果会比较理想。在对

组件之间的电线检查接头是否松脱或腐蚀。若发生松脱，

插拔阵列进行正面扫描时，应注意

连接处显著热于则应恢复电线良好连接；若发生腐蚀，

头发成像仪和操作者不能再被测

电缆本身宜更换组件连接电线。

热阵列表面区域造成阴影。

5.3定期检修

5.3.1光伏组件定期检修的项目与处理方法：

a）检查光伏组件采光面是否清洁。如存在积灰、积水、积雪或表面粘有污物现象，应清洗或清理。

b）检查光伏组件是否有开裂、弯曲、不规整、外表面损伤及破碎或异常。破碎部分影响安全或发

电量时，宜更换光伏组件。

c)检查背板接线盒密封情况，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。

接线盒有安全隐患或损坏时，应更换接线盒或光伏组件。

d)检查组件插接头和连接线是否破损、断开和有连接不牢固等现象。必要时进行紧固，有破损或

者烧毁的应进行更换。

e)检查带金属边框组件的接地系统连接是否紧固、可靠，有无松动、脱落与裸露现象，并用绝缘

电阻测试仪进行可靠性检查。

3

f)检查光伏组件与支架的卡件固定是否牢固、有无卡件脱落，检查光伏卡件与支架是否有锈蚀。

有松动现象时应按要对支架进行适量紧固，防止金属热胀冷缩时导致光伏组件崩破；支架锈蚀时进行防

腐处理，卡件锈蚀时更换卡件。

g)检查光伏组件的板间接线是否符合GB50794的规定，有无松动、断裂现象，引线绑扎是否牢固、

连接可靠；有松动、断裂现象时应更换电线或重新绑扎。

h)检查相邻、同组光伏组件边缘高差偏差是否在GB50794的范围内。超出时进行调整。

i)检查在线工作的光伏组件的温度异常,查看是否存在热斑情况，抽查组件是否存在隐裂等情况。影

响安全或发电量时，宜更换光伏组件。

5.3.2光伏组件定期检修的周期如下：

5.3.2.1新投运的光伏发电系统组件检修的周期

a)本标准5.3.1中a）、b）、c）和d）的检修项目宜不低于每季度进行一次。

b)本标准5.3.1中e）、f）、g）、h）和i）的检修项目宜不低于每年进行一次。

5.3.2.2运行稳定的光伏发电系统组件检修的周期

本标准5.3.1中的检修项目宜不低于每3年进行一次。

5.4状态检修

5.4.1光伏电站监控系统显示汇流箱监测信号中某支路有故障或其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，宜进行现场检查处理。

5.4.2光伏电站监控系统显示某一汇流箱发电量小于同一逆变器其它汇流箱15%以上时，进行现场检查

处理。

5.4.3组件有明显的颜色变化或背板灼焦等现象时，进行检查处理。宜用红外热成像仪和组件测试仪进

行测试，查看其I-V特性是否有明显的变化。严重影响发电量时宜进行更换；被更换下的为晶硅组件时，

如其无明显的热斑、隐裂等现象但存在大面积的暗片，宜进行电势诱导衰减（PID）修复后再利用。

5.4.4组件间插接头松动或连接线有破损时，进行紧固或更换插接头、连接线等。

6主要部件的更换检修

6.1更换检修条件

6.1.1光伏组件的更换和维修宜安排在辐照度低于200W/m2的时间进行。

6.1.2更换的光伏组件应满足以下要求之一：

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厂家、同一型号的光伏组件，且光

伏组件具有出厂检验合格试验报告。

b）更换的为电站原有回收再利用组件，其型号应与待换入组串组件型号一致，且经过测试，具有

与待换入组串中组件一致的电气特性。

6.2更换检修操作

6.2.1组件更换操作注意事项：

a）检修前应核对更换组件与被更换组件标签，查验其型号、厂家是否统一。

b）根据需要更换的光伏组件确定其对应的汇流箱组串支路，拉开该支路直流输出开关（当汇流箱

无支路直流输出开关，则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。

c）更换过程中，光伏组件相邻组件插接头应固定，保证其安全可靠断开。

d)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，不应接触该破碎

部分，防止发生触电或电弧灼伤事故。

e）更换组件安装前，应检查组件支架是否弯曲或有破损，有进行必要的修复。

4

f）完成安装工作后，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、同

组光伏组件边缘高差偏差应在GB50794的范围内，超出时对其进行调整。

g）安装完后检查背板接线盒电缆线连接情况，将正负极接线接入相邻组件接头，连接前应核对电

缆极性。

h）完成更换工作后，详细记录该更换组件在光伏阵列中的具体安装位置。

6.2.2组件连接线、插接头或接线盒更换检修注意事项：

a）根据需要检修的组件连接线或插接头确定其对应的汇流箱组串支路，拉开该支路直流输出开关

（当汇流箱无支路直流输出开关，则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。

b）更换过程中，光伏组件相邻组件插接头应固定，保证其安全可靠断开。

c)如果插接头损坏，则拆除已损坏插接头，宜用同型号插接头进行更换；如果组件连接线外皮破

损或断裂，则进行处理或更换连接线。

d）检修完毕后将正负极接线接入相邻组件接头，并对连接线对应部位进行绑扎固定，连接前应核

对电缆极性。

e）组件连接恢复后，详细记录该检修部分在光伏阵列中的具体安装位置。

6.2.3组件电势诱导衰减（PID）修复

6.2.3.1修复条件：

a）带边框的晶体硅组件。

b）对组件进行红外成像和电致发光成像（EL）时，发现其无明显的热斑、隐裂等，当存在大面积

的暗片，且暗片面积超过组件面积的1/4，宜进行组件PID修复。

6.2.3.2修复方法：

a）组件PID修复需用专业的PID修复装置（电势诱导衰减修复装置）进行，其安装、接线和操作要

严格按照修复装置的说明书和技术要求进行。

b）组件PID修复方法可参见附录A。

6.2.3.3修复注意事项：

a）组件PID修复装置勿安装在太阳长期直射或雨雪能淋到的区域，安装地点须有良好的通风条件。

b）PID修复装置在安装和使用过程中应遵循高压发电装置的安全要求，做好防止电击的安全措施，

在接线盒拆线过程中应断开所有电源。

c)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。

6.3回收与再利用

6.3.1被更换组件，在无破碎、热斑、气泡或接线盒损坏等严重故障时，应进行再利用。

6.3.2应在辐照度不低于700W/m2，与电站安装倾角、方向等现场一致的情况下，按照GB/T6495.1和

GB/T18210要求，对被测光伏组件背板中心表面温度与I-V曲线特性参数进行测量并记录，并将测试得

到组件特性参数打印并附于对应光伏组件背板。

6.3.3按照备品备件的管理要求对能回收再利用的组件进行归档入库管理。

7试验与记录

7.1检修试验

7.1.1光伏组件检修，应开展检修试验。

7.1.2光伏组件检修试验中红外热斑检测抽检比例可参考如下：30MW以下电站按1%进行抽检；30MW以

上按0.5%进行抽检；100MW以上按0.2%进行抽检；如果抽检中发现问题组件较多，可适当扩大抽检比

例。

5

7.1.3光伏组件检修评估试验内容、要求及适用的范围见表2，光伏发电系统可根据现场具体情况增加

试验项目。

表2光伏组件检修试验内容、要求及适用范围

序号试验内容技术要求适用范围

按照NB/T320347.3条规定的故障检修、定期检修存在组件更换部分宜进行此

光伏组串一致

1测试方法进行，测试结果应满项；定期检修可抽取检修阵列中的部分汇流箱进

性测试

足GB50797的相应要求。行此项试验。

用红外热成像仪进行扫描，过

定期检修按比例抽检部分进行此项试验；条件允

2红外热斑检测程中注意勿遮挡组件、阵列，

许全部组件可进行此项试验。

形成测试阴影区域。

按照NB/T320347.5规定的测定期检修可在检修阵列中随机抽取部分组件进行

3功率衰减检测

试方法进行。此项试验。

故障检修、定期检修存在组件更换部分宜进行此

组件边框应于安装支架良好接

4电气安全检测项；定期检修可在检修阵列中随机抽取部分组件

触，边框接地电阻小于4Ω。

进行此项试验。

定期检修按比例抽检部分进行此项试验；状态检

5电致发光成像用电致发光成像仪进行成像。

修中存在大面积暗片的组件进行此项试验。

7.2检修记录

检修记录的格式详见附录B。

6

附录A

(资料性附录)

组件PID修复方法

内部施加正向电压的组件PID修复装置支持1路或者2路最大功率跟踪（MPPT）逆变器，并且每

路MPPT可以使多组串并联。

（1）当逆变器只有1路MPPT，PID修复装置的PV1+、PV2+其中一路与逆变器的正端相连，PID修

复装置的PV-与逆变器的负端相连。

（2）逆变器有2路MPPT，PID修复装置的PV1+、PV2+与逆变器的两端正端相连，PID修复装置的

PV-与逆变器的其中一路负端相连，但必须保证逆变器两路MPPT负端在内部相连。

PID修复装置典型电气接线示意图如图A.1所示。

图A.1PID修复装置典型电气接线示意图

注1：组件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方法。由于负极接地

法要求逆变器含有变压器，现场采用内部施加正向电压的方法。

7

附录B

(资料性附录)

光伏组件检修记录参考表

光伏组件检修记录表见表B.1；光伏组件检修试验记录表见表B.2。

表B.1光伏组件检修记录表

检修区域检修单号

检修人员检修日期

检修内容

主要零部件更

换及异常详细

记录

注：对于有故障的光伏组件应附照片。

验收审核

年月日年月日