1、太阳能电池组件及太阳能电池阵列性能测试
（1）极性测试。使用相应的测试设备测试所有直流电缆的极性，确认电缆的极性之后，检查其极性标识是否正确以及是否正确的连接到系统装置上。
为了安全起见和预防设备损坏，进行极性测试前,应测量每个光伏组串的开路电压。
（2)开路电压测试。使用测试设备测量每个光伏组串的开路电压，该项测试应在闭合电路开关或安装阵列过电流保护装置之前进行，开路电压的测量结果应与预期值进行比较，比较的目的是检查安装是否正确,而不是检查组件或阵列的性能。若系统有多个相同组串，而太阳辐射条件稳定，则应对各组串的电压进行比较.电压测量结果应当一致。
(3）电流测试。与开路电压测试类似，测量光伏组串电流的目的是验证在光伏阵列接线中不存在重大故障，这些测试不应视为检验组件或阵列性能的措施，测试包括短路电流测试和运行电流测试，这两种测试都可以获得组串性能的信息.在可能的情况下优先选择短路电流测试，因为它能排除来自逆变器的任何影响。
（4）太阳能电池标称峰值功率的测试。
1）测试的目的是检验实际安装的太阳能电池的峰值功率是否与投标书或合同中的功率相符，这对于按照功率给以初投资补贴的项目尤为重要。测试条件：太阳辐照度为1000W/㎡，太阳能电池结温为25℃，太阳光谱为AM1。5。
2)测试方法。
①现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳能电池方阵测试仪”抽测太阳能电池之路的I—V特性曲线，抽检依据GB/T 6378.1-2008《计量抽烟检验程序第1部分：按接收质量限(AQL）检索的对单一质量特性和单个AQL的逐批检验的一次抽样方案》进行。由I-V特性曲线,可以得出该支路的最大输出功率，为了将测试得到的最大输出功率转换到峰值功率，需要做如下几点校正：
光强校正：在非标准条件下测试应当进行光强校正,光墙按照线性法进行校正。
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温度校正：现场测试太阳能电池的结温,并根据太阳能电池的温度系数进行功率的温度校正，结温一般估计为60℃，按照高于25℃时每升高1℃，功率下降2‰计算（晶体硅按照5‰），合计下降7%。
组合损失校正：太阳能电池组件串并联后会有组合损失,应当进行组合损失校正，太阳能电池的组合损失应当控制在8％以内。
太阳能电池朝向校正：不同的太阳能电池朝向具有不同的功率输出和功率损失，如果有不同朝向的太阳能电池接入同一逆变器的情况,则需要进行此项校正。
灰尘遮挡校正:测试之前应当清洗太阳能电池，否则还需要进行灰尘遮挡校正。
②如果没有“太阳能电池方阵测试仪\"，也可以通过现场测试电站直流侧的工作电压和工作电流得出电站的实际直流输出功率。为了将测试得到的电站实际输出功率转换到峰值功率测试后应当进行上述四项及最大功率点校正.
最大功率点校正:固定负载条件下，太阳能电池很难保证工作在最大功率点，需要与功率曲线对比进行校正；对于带有太阳能电池最大功率点跟踪装置的系统，可以认为光伏方阵工作在最大功率点，不用做此项校正。
（5）光伏方阵绝缘阻抗测试
1）测试注意点。这项测试可能存在电击危险，因此开始之前完全理解测试过程是非常重要的，必须遵循以下安全措施：
①限制无关人员进入工作区域。
②进行绝缘测试时，不要用身体任何部位接触金属表面，同时采取措施防止其他人接触。
③进行绝缘测试时，不要用身体任何部位接触组件/层压板的背面和端子，同时采取措施防止其他人接触。
④当绝缘测试设备加电时，测试区域就有了电压，此时设备须有自动放电的能力,在整个测试期间应穿戴适当的防护服或其他设备。
2）测试要求.测试应至少在每个光伏阵列上重复进行，如有需要，也可以对组串单独进行测试.
3）测试方法。
①先后在阵列负极和地之间及阵列正极和地之间进行测试。
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②在地核短接的阵列正负极之间进行测试。
可以安全的建立和切断短路连接。测试过程的设计应保证峰值电压不超过组件或电缆的额定值。
①如果结构/框架连接到地，接地线可以连接到任何合适的其他接地线或者阵列框架上（若采用阵列框架，应保证接触良好而且整个金属框架具有接地连续性）。
②对于阵列框架不接地的系统（例如等级II的设施)，试运行工程师应在以下两种情况下进行测试：
a)在阵列电缆和地之间， b）在阵列电缆和框架之间。
③对于没有可触及带电部位的阵列（例如光伏屋面瓦），测试应在阵列电缆和建筑物的地之间进行。
5）光伏阵列绝缘阻抗测试过程。开始测试之前限制无关人员进入，将光伏阵列与逆变器隔离断开接线和和集电盒中所有可能影响绝缘测量的装置。
如果采用方法②并采用的短路开关箱，应在启动短路开关之前将阵列电缆安全地接到短路装置中.
绝缘阻抗测试设备应按照所采用测试方法的要求连接到地线和阵列电缆之间。测试开始之前确保测试电缆已经安全地连接，按照绝缘阻抗测试设备的说明书进行操作，保证测试电压符合下表的规定，按照下表规定的测试电压对每个电路进行测试，若所有电路的绝缘阻抗都不低于表中规定的限值，则符合要求。在拆卸测试电缆和接触导电零部件之前要保证系统已经断电。
表:光伏阵列绝缘阻抗测试的最小值
测量方法 系统电压/V ＜120 测试方法① 120—500 ＞500 测试方法② ＜120 120—500 测试电压/V 250 500 1000 250 500 最低绝缘阻抗/MΩ 0.5 1 1 0。5 1 3 / 11
＞500 1000 1 2、逆变器运行参数的测试
逆变器是光伏发电系统的关键设备之一,在其设备生命周期中均应可靠接地。并网调试时，应检查其开路电压以及电压极性.
（1)逆变器的测试和实验方法
1）电压：用测试仪表的DC 1000V及以上档位测量逆变器的直流输入电压，应在逆变器的额定工作电压范围内交流三相电压的电压符合范围，相序与逆变器相序对应。
2)电流：逆变器正常工作时，输出电流较大，宜采用钳形电流表测量进出母线的电流。
3）接地电阻:逆变器接地极及外壳均需要可靠接地，且接地电阻≤4Ω。 （2）逆变器测试内容
1)测量显示。逆变器应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示.参数测量精度应不低于1.5级,测量显示参数至少包括直流输入电压、输入电流、交流输出电压、输出电流；状态指示显示逆变设备状态。并网逆变器应至少按照GB/T 19939—2005《光伏系统并网技术要求》和IEC 62109-1《光伏电力系统用电力变流器的安全—-第1部分:一般要求》的要求，通过中国国家认证认可监督管理委员委员会授权认证机构的认证。
2）远程监控功能。逆变设备宜设有远程检测功能，接口宜采用RS—232C或RS-485方式.
3）运行现场测量内容。逆变器是发电站的主要设备，逆变器是否能够可靠、高效运行直接影响发电站的输出，在现场应当对所有逆变器进行测试。
3、电能质量的测试
电能质量测试依据规范进行并网前进行电能质量测试十分钟，如果不符合标准要求，则延长测试时间,并网后进行电能质量测试十分钟。
（1）测试要求.光伏发电站接入电网后，在谐波、不平衡、电压波动和闪变以及功率因数等性能方面应满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》相关要求.当公共连接点监测到电能质量超过标准限定值时，光伏发电站应与电网断开，
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（2）测试条件。光伏发电站并网试运行，应选择晴天或少云天气，无恶劣的气候条件。
(3）测试内容。光伏发电站应在并网点装设,测量各类电能质量参数,满足IEC 61000-4—30—2008《电磁兼容（EMC）——第4—30部分:测试和测量技术-—电源质量测量方法》标准要求，对于中型及以上光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电网经营企业，保证电网企业对电能质量的监控；对于小型光伏发电站电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网经营企业调用。电能质量测试主要包括以下内容：
1）电压偏差
测试要求：光伏发电站接入电网后公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325—2008《电能质量 供电电压偏差》的规定，即35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%，20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7％。
光伏逆变器采用电压型或参与电网无功调节、电压调节的光伏发电站，电压偏差指标必须经过测试，测试数据应包括光伏发电站投产前后的测试数据。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的数据,如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负)时按较大的偏差绝对值作为衡量依据.
2）谐波和波形畸变
测试要求:依照Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》中对“谐波限制值”的要求进行。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。并网光伏发电站谐波测量时段应选择光伏发电站（逆变器）输出功率大于额定功率的50％的时段进行测量,时间不少于2小时，测量的间隔时间为1分钟，测试数据CP95值（即将实测值按由大到小次序排列，舍弃前面5％的大值，取剩余实测值中的最大值）应小于限制值。
3）电压波动和闪变
测试要求：依照Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》中对“电压波动闪变的限制值”的要求进行。
测试方法：调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。选择电力系统
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正常运行较小方式，切光伏发电站处于正常、连续工作状态，以一天（24h）为测量周期，以最大长时间闪变值作为测量值。
4）电压不平衡度
测试要求：光伏发电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡应不超过GB/T 15543-2008《电能质量 三相电压不平衡》规定的限值。公共连接点日发电时段内的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%，其中由于光伏发电站单独引起的公共连接点负序电压不平衡度不应超过1。3％，短时不超过2。6%。
测试方法:调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据。选择光伏发电站（逆变器)输出功率大于额定功率50％的时段内的数据作为测量数据。
5）直流分量
测试要求：光伏发电站并网运行时并网电直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%，当采用无变压器结构的逆变器以获得更高效率时，可放宽至1％。
测试方法:调取电能质量在线监测装置所测的电能质量数据，应选择光伏发电站（逆变器）输出功率大于额定功率50%的时段内数据作为测量数据。
4、电压/频率响应性能测试
在光伏发电站或功率单元并网点处接入电网扰动发生装置，分别下发定压调频和定频调压指令，观察光伏发电站或功率单元在上述扰动指令下的响应特性是否满足Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
5、低电压耐受性能测试
本项测试适用于并入中、压电网的光伏发电站，在光伏发电站或功率单元并网点处接入低电压耐受测试装置，分别下发各类暂态故障时的电压跌落幅值和持续时间指令，观察光伏发电站或功率单元在上述故障条件下的耐受能力是否满足Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
6、“孤岛保护”的性能测试
在光伏发电站或功率单元并网点处接入精密RLC并联谐振装置，在不同功率输出区间内下发并网断路器跳闸指令,观察光伏发电站或功率单元在上述情况下的孤岛保护特性是否满足Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
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7、有功/无功控制性能测试
本项测试适用于并入中、压电网的光伏发电站，使用真实调度系统或模拟调度系统下发有功/功控制指令，观察光伏发电站输出有功/功功率的响应是否满足Q/GDW 617—2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求。
8、系统电气效率测试
根据各个方阵的功率测试值和逆变器输出功率值利用参数修正到同一条件下，根据公式计算系统电气效率。
系统电气效率公式：ηP=POP/PSP
式中：ηP为系统效率;POP为系统输出功率（kW），即逆变器并网侧的交流功率；PSP为光伏组件产生的总功率（kW）.
9、汇流箱的检测
汇流箱是光伏发电系统中的主要设备之一，在汇流箱施工进场时就应该对其电气性能进行检查.日常中应注意熔断器的状态,检查是否熔断失效、断路器是否断开、防雷器是否损坏等.汇流箱的检测和实验方法如下：
1)电压：汇流箱断路器处于断开位置时，测量断路器输入测电压，测量时用仪表DC 1000V及以上档位。
2）电流：测量汇流箱的工作电流，宜用钳形电流表测量汇流箱输出侧的母线电缆。
3）接地电阻：汇流箱接地极及外壳均需要可靠接地，且接地电阻≤4Ω.
10、交（直）流配电设备检查
交（直）流配电设备是指实现交流/交流（直流/直流）接口、部分主控和监视功能的设备。交（直）流配电设备容量的选取应与输入的电源设备和输出的供电负荷容量匹配。交（直)流配电设备主要特征参数包括标称电压和标称电流。交直流配电设备检查一般包括保护功能检查与测量显示检查。
（1）保护功能检查。交(直）流配电设备至少应具有如下保护功能： a、输出过载、短路保护； b、过电压保护（含雷击保护）
（2）测量显示检查。交（直）流配电设备应有主要运行参数的测量显示和运行状态的指示功能.参数测量准确度应补低于1.5级。测量显示参数至少包括
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输出电流（或输出容量）、输出电压、用电量;运行状态指示至少包括交（直）流配电设备状态(运行、故障等)。
11、电站数据采集和监控系统的检查
电站数据采集和监控系统应包括（但不限于）以下监视和控制功能： 1)基本环境、气象数据的采集 2)系统电气信号和运行数据的采集 3）系统故障信息的采集
4）系统数据处理、记录、传输和显示
12、支架结构的检查
支架制作和安装所用的材料分为主材和辅材，主材为制作和安装支架的主要原材料，包括U型钢、铝合金檩条和夹具等；辅材为制作和安装支架的连接材料和涂装材料,包括焊接材料、连接紧固件、防腐涂料以及其他辅助材料。对于支架结构检查应做到如下几点：
1）支架制作和安装所用的材料必须具有合格的质量证明书、检验报告等,其品种、规格和性能指标应符合国家产品规定和订货合同条款，满足设计文件的要求。
2）应按国家标准对支架制作和安装所用的材料的品种、规格和性能进行验收,验收合格者方能在支架制作和安装中使用。
3）对于支架制作和安装所用的材料，国家标准规定要求进行复检的，必须按照现行国家标准和订货合同条款的规定进行各项性能指标的复验,合格后方能在支架制作和安装中使用。
5）钢材的质量要求，
①钢材表面不得有裂纹、结疤、折叠、麻纹、气泡和夹杂
②钢材表面的锈蚀、麻点、划伤和压痕等的深度不得大于该钢材厚度负允许偏差值的1/2。
③钢材端边活端口处不应有分层、夹渣等缺陷。
④钢材表面的锈蚀等级应符合GB/T 8923.1-2011《涂覆涂料前钢材表面处理 表面清洁度的目视评定 第1部分:未涂覆过的钢材表面和全面清楚原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级》规定。
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6）连接紧固件材料.
①支架连接用高强度螺栓连接副、高强度螺栓、普通螺钉、柳钉、自攻钉、拉柳钉、射钉、锚栓和地脚螺栓等紧固件及必要的标准配件，其品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计要求.
②支架用普通螺栓、高强度大六角螺栓连接副、扭剪型高强度螺栓连接副应符合现行国家标准的规定,
7）跟踪支架要求：自动跟踪支架的实际角度与理论角度之间的误差应小于±2°。
8）基础设计：混凝土强度等级为C25，配筋为Φ6mm钢筋，支墩螺栓露出混凝土基础顶面不超过设计要求。
13、保护装置和等电位测试
（1)安装保护装置及防雷接地装置。为了有效防范雷击，使光伏发电站达到长期稳定、安全、可靠运行的目标，在机房外部和太阳能电池方阵附近安装接闪器、引下线和接地装置组成的防雷装置，并在机房内部安装防雷器件组成等电位连接的防雷装置.
（2）等电位的测试。将等电位测试仪的两个端子的引出线分别与太阳能电池组件、擦窗机轨道连接并记录读数。
14、关键电器部位的检测
电流互感器、电压互感器安装竣工后，继电保护检验人员应进行下列检查: 1）电流互感器、电压互感器的变比、容量和准确级必须符合设计要求。 2）测试互感器各绕组之间的极性关系，核对铭牌上的极性标识是否正确.检查互感器各次绕组的连接方式及其极性关系是否与设计符合,相别标识是否正确。
3）有条件时，自电流互感器的一次分相通入电流,检查工作抽头的电流比及回路是否正确.
4）自电流互感器的二次端子箱处向负载通入交流电流,测定回路的压降，计算电流回路每相与中性线及相间的阻抗.将所测得的阻抗值按保护的具体工作条件和制造厂家提供的出厂资料验算是否符合互感器10％误差的要求。
15、屏柜及装置的检验
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（1)检验注意问题。检验时须注意如下问题：以避免装置内部元器件损坏： 1）断开保护装置的电源后才允许插拔插件,且必须有防止因静电损坏插件的措施.
2)调试过程中发现有问题要先找原因，不要频繁更换芯片，必须更换芯片时，要用专用起拔器，应注意芯片插入的方向,插入芯片后需经第二人检查无误后，方可通电检验或使用。
3）检验中尽量不使用电烙铁，如发生元器件损坏等情况，必须在现场进行焊接时，要用内热式带接地线的电烙铁或电烙铁断电后再焊接。所替换的元器件必须使用制造厂确认的合格产品.
4)用具有交流电源的电子仪器测量电路参数时,电子仪器测量端子与电源测绝缘必须良好,仪器外壳应与保护装置在同一点接地.
（2)装置外部检查
1)检查装置的实际构成情况，如装置的配置、装置的型号以及额定参数是否与设计相符合.
2）检查主要设备、辅助设备的工艺质量以及导线与端子采用材料的质量.装置内部的所有焊接点、插件接触的牢靠等制造工艺质量的问题，主要依靠制造厂保证产品质量.进行新安装装置的检验时，试验人员只做抽查。
3）屏柜上的标志应正确、完整、清晰，并与图纸和运行规程相符。 4）检查安装在装置输入回路和电源回路的减缓电磁干扰器件的措施，它们应符合相关标准和制造厂的技术要求。这装置检验的全过程应保持这些减缓电磁干扰器件和措施处于良好状态。
5）应将保护屏柜上不参与正常运行的连接片取下或采取其他防止误投的措施.
6）定期检验的主要检查项目包括：检查装置内、外部是否清洁无积尘；清扫电路板及屏柜内端子排上的灰尘;检查装置的小开关、拨轮及其按钮是否良好；检查显示屏是否清晰,文字是否清楚;检查各插件印制电路板是否有损伤或变形，连接线是否连接好、检查各插件变换器、继电器是否固定好，有无松动;检查装置横端子排螺钉是否拧紧，后板配线连接是否良好；按照装置技术说明书描述的方法，根据实际需要,检查、设定并记录装置插件内的选择跳线和拨动开关的位
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置。
16、绝缘测试
1)按照装置技术说明书的要求拔出插件
2)在保护屏柜端子排内侧分别短接交流电压回路端子、交流电流回路端子、直流电源回路端子、跳闸和合闸回路端子、开关量输入回路端子、自动化系统接口回路端子及信号回路端子。
3)断开与其他保护的弱电联系回路。
4）装置内所有互感器的屏蔽层应可靠接地。在测量某一组回路对地绝缘电阻时,应将其他各组回路都接地。
17、监控系统检查
1）完成监控系统与其他单元之间的通信调试
2）利用组态主界面，记录光伏发电系统、逆变器与负载系统的实时运行数据。
3)利用光伏发电系统采集报表，采集光伏方阵的输出电压与输出电流、逆变器与负载系统的输出电压与输出电流等数据.
4）利用光伏组件非线性输出坐标界面，记录光伏组件非线性输出波形。 5）其他:绘制光伏发电系统电路图，焊接数据采集线连接电路板.
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