16.2 主控项目
16.2.1 太阳能光伏系统建筑节能工程所采用的光伏组件、汇流箱、电缆、逆变器、充放电控制器、储能蓄电池、电网接入单元、主控和监视系统、触电保护和接地、配电设备及配件等产品应进行进场验收，验收结果应经监理工程师检查认可，并应形成相应的验收记录。各种材料和设备的质量证明文件和相关技术资料应齐全，并应符合设计要求和国家现行有关标准的规定。
检验方法：观察、尺量检查；核查质量证明文件和相关技术资料。
检查数量：全数检查。
16.2.2 太阳能光伏系统的安装应符合下列规定：
1 太阳能光伏组件的安装位置、方向、倾角、支撑结构等，应符合设计要求；
2 光伏组件、汇流箱、电缆、逆变器、充放电控制器、储能蓄电池、电网接入单元、主控和监视系统、触电保护和接地、配电设备及配件等应按照设计要求安装齐全，不得随意增减、合并和替换；
3 配电设备和控制设备安装位置等应符合设计要求，并便于读取数据、操作、调试和维护；逆变器应有足够的散热空间并保证良好的通风；
4 电气设备的外观、结构、标识和安全性应符合设计要求。
检验方法：观察检查；核查质量证明文件。
检查数量：全数检查。
16.2.3 太阳能光伏系统的试运行与调试应包括下列内容：
1 保护装置和等电位体的连接匹配性；
2 极性；
3 光伏组串电流；
4 系统主要电气设备功能；
5 光伏方阵绝缘阻值；
6 触电保护和接地；
7 光伏方阵标称功率；
8 电能质量。
检验方法：观察检查；并采用万用表、光照测试仪等仪器测试。
检查数量：根据项目类型，每个类型抽取不少于2个点进行检查。
16.2.4 光伏组件的光电转换效率应符合设计文件的规定。
检验方法：光电转换效率使用便携式测试仪现场检测，测试参数包括：光伏组件背板温度、室外环境平均温度、平均风速、太阳辐照强度、电压、电流、发电功率、光伏组件光照面积，其余项目为观察检查。
检查数量：同一类型太阳能光伏系统被测试数量为该类型系统总数量的5％，且不得少于1套。
16.2.5 太阳能光伏系统安装完成经调试后，应具有下列功能，并符合设计要求：
1 测量显示功能；
2 数据存储与传输功能；
3 交(直)流配电设备保护功能。
检验方法：观察检查。
检查数量：全数检查。
16.2.6 在建筑上增设太阳能光伏发电系统时，系统设计应满足建筑结构及其他相应的安全性能要求，并不得降低相邻建筑的日照标准。
检验方法：观察检查；核查建筑结构设计、核验相关资料、文件。
检查数量：全数检查。
条文说明
16.2.2 太阳能光伏系统的安装应符合下列规定：
1 直流系统的检查，至少包含如下项目：
1) 直流系统的设计、说明与安装应满足《低压电气装置 第5-52部分：电气设备的选择和安装 布线系统》GB/T 16895.6的要求，特别是满足《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008的要求；
2) 在额定情况下所有直流元器件能够持续运行，并且在最大直流系统电压和最大直流故障电流下能够稳定工作(开路电压的修正值是根据当地的温度变化范围和组件本身性能确定；根据《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008的规定，故障电流为短路电流的1.25倍)；
3) 在直流侧保护措施采用Ⅱ类或等同绝缘强度(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)；
4) 光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地故障和短路时产生的危险(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)；
5) 配线系统的选择和安装应能抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、温度和太阳辐射等；
6) 对于没有装设组串过电流保护装置的系统：组件的反向额定电流值(Ir)应大于可能产生的反向电流，同样组串电缆载流量应与并联组件的最大故障电流总和相匹配；
7) 装设了过电流保护装置的系统：应检查组串过电流保护装置的匹配性，并且根据《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008关于光伏组件保护说明来检查制造说明书的正确性和详细性；
8) 直流隔离开关的参数是否与直流侧的逆变器(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)相匹配；
9) 阻塞二极管的反向额定电压至少是光伏组串开路电压的两倍(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)；
10) 如果直流导线中有任何一端接地，应确认在直流侧和交流侧设置了分离装置，并且接地装置应合理安装，以避免电气设备腐蚀。
2 太阳光伏组件的检查应包括如下项目：
1) 光伏组件必须选用按IEC 61215，IEC 61646或IEC 61730的要求通过产品质量认证的产品；
2) 材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并应经过常规检测、质量控制与产品验收等程序；
3) 组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率(或电流)、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；
4) 组件互连应符合方阵电气结构设计。
3 汇流箱检查应包括如下项目：
1) 产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证；
2) 室外使用的汇流箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求；
3) 采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；
4) 采用绝缘高分子材料加工的，所选用材料应有良好的耐候性，并附有所用材料的说明书、材质证明书等相关技术资料；
5) 汇流箱接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件；
6) 各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应不小于1MΩ(DC500V)。
4 在较大的光伏方阵系统中应设计直流配电柜，将多个汇流箱汇总后输出给并网逆变器柜，检查项目应包括：
1) 直流配电柜结构的防护等级设计应能满足使用环境的要求；
2) 直流配电柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌保护器；
3) 直流配电柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。
5 连接电缆检查应包括如下项目：
1) 连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的材料；
2) 连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；
3) 电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。
6 触电保护、接地触电保护和接地检查，至少应包括如下内容：
1) B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用。
2) 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能减小接线环路面积。
3) 光伏方阵框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用导电率至少相当于截面为35mm²铜导线导电率的接地材料和接地体相连，接地应有防腐及降阻处理。
4) 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、电流桥架应保证可靠接地，接地应有防腐及降阻处理。
7 光伏系统交流部分的检验，至少包含下列项目：
1) 在逆变器的交流侧应有绝缘保护；
2) 所有的绝缘和开关装置功能正常；
3) 逆变器保护。
16.2.3 太阳能光伏系统的试运行与测试应符合电气设备的测试并测试合格，并应符合国家现行标准《建筑物电气装置》GB/T 16895、《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置原则》DL/T 5004、《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T 19064的相关要求并符合下列规定：
1 一般要求
电气设备的测试必须符合《低压电气装置 第6部分：检验》GB 16895.23的要求。
测量仪器和监测设备及测试方法应参照《交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全 防护措施的试验、测量或监控设备》GB/T 18216的相关要求。如果使用另外的设备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。
在测试过程中如发现不合格，需要对之前所有项目逐项重新测试。
在适当的情况下应按照下面顺序进行逐项测试：
1) 交流电路的测试；
2) 保护装置和等势体的连接匹配性测试；
3) 极性测试；
4) 组串开路电压测试；
5) 组串短路电流测试；
6) 系统主要电气设备功能测试；
7) 直流回路的绝缘电阻测试。
按一定方式串联、并联使用的光伏组件I-V特性曲线应具有良好的一致性，以减小方阵组合损失；优化设计的光伏子系统组合损失应不大于8％。
2 保护装置和等电位体的测试
保护或联接体应可靠连接。
3 极性测试
应检查所有直流电缆的极性并标明极性，确保电缆连接正确。
注：为了安全起见和预防设备损坏，极性测试应在进行其他测试和开关关闭或组串过流保护装置接入前进行。
应测量每个光伏组串的开路电压。在对开路电压测量之前，应关闭所有的开关和过电流保护装置(如安装)。
测量值应与预期值进行比较，将比较的结果作为检查安装是否正确的依据。对于多个相同的组串系统，应在稳定的光照条件下对组串之间的电压进行比较。在稳定的光照条件下这些组串电压值应该是相等的(电压值误差应在5％范围内)。对于非稳定光照条件，可以采用以下方法：
1) 延长测试时间；
2) 采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
3) 使用辐照表来标定读数。
注：测试电压值低于预期值可能表明一个或多个组件的极性连接错误，或者绝缘等级低，或者导管和接线盒有损坏或有积水；高于预期值并有较大出入通常是由于接线错误引起的。
4 光伏组串电流的测试
1) 一般要求
光伏组串电流测试的目的是检验光伏方阵的接线是否正确，该测试不用于衡量光伏组串或方阵的性能。
2)光伏组串短路电流的测试
用适合的测试设备测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试有相应的测试程序和潜在危险，应以下面要求的测试步骤进行。
测量值必须与预期值作比较。对于多个相同的组串系统并且在稳定的光照条件下，单个组串之间的电流应该进行比较。在稳定的光照条件下这些组串短路电流值应该是相同的(电压值误差应在5％范围内)。
对于非稳定光照条件，可以采用以下方法：
① 延长测试时间；
② 采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
③ 使用辐照表标定当前读数。
3) 短路电流测试
① 确保所有光伏组串是相互独立的并且所有的开关装置和隔离器处于断开状态；
② 短路电流可以用钳型电流表和同轴安培表进行测量。
4) 光伏组串运转测试
测量值必须同预期值作比较。对于多种相同组串的系统，在稳定光照辐射情况下，各组串应该分别进行比较。这些组串电流值应该是相同的(在稳定光照情况下，应在5％范围内)。对于非稳定光照条件下，可以采用以下方法：
① 延长测试时间；
② 测试采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
③ 使用辐照表来标定当前的读数。
5 系统主要电气设备功能测试按照如下步骤执行：
1) 开关设备和控制设备都应进行测试以确保系统正常运行；
2) 应对逆变器进行测试，以确保系统正常运行：测试过程应由逆变器供应商提供；
3) 电网故障测试过程如下：交流主电路隔离开关断开-光伏系统应立即停止运行。在此之后，交流隔离开关应重合闸使光伏系统恢复正常的工作状态。
注：电网故障测试能在光照稳定的情况下进行修正，在这种情况下，在闭合交流隔离开关之前，负载尽可能的匹配以接近光伏系统所提供的实际功率。
6 光伏方阵绝缘阻值测试
1) 一般要求
光伏方阵应按照如下要求进行测试：
① 测试时限制非授权人员进入工作区；
② 不得用手直接触摸电气设备以防止触电；
③ 绝缘测试装置应具有自动放电的能力；
④ 在测试期间应当穿好适当的个人防护服并佩带防护设备。
注：对于某些系统安装，例如大型系统绝缘安装出现事故或怀疑设备具有制造缺陷或对干燥时的测试结果存有疑问时，可以适当采取测试湿方阵的方法，测试程序参考ASTM Std E 2047。
2) 测试方法
① 可以采用下列两种测试方法：
a 测试方法1-先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻。
b 测试方法2-测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。
②对于方阵边框没有接地的系统(如有Ⅱ类绝缘)，可以选择做如下两种测试：
a 在电缆与大地之间做绝缘测试。
b 在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。
③对于没有接地的导电部分(如：屋顶光伏瓦片)应在方阵电缆与接地体之间进行绝缘测试。
注1：凡采用本款①中测试方法2，应尽量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路。
注2：指定的测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。
3) 测试过程
在开始测试之前：禁止未经授权的人员进入测试区，从逆变器到光伏方阵的电气连接必须断开。
本款①中测试方法2，若采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，方阵电缆应安全地连接到短路开关装置。采用适当的方法进行绝缘电阻测试，测量连接到地与方阵电缆之间的绝缘电阻，具体见表5。
在做任何测试之前要保证测试安全。保证系统电源已经切断之后，才能进行电缆测试或接触任何带电导体。
现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳电池方阵测试仪”抽测太阳电池支路的I-V特性曲线，抽检比例一般不得低于30％。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，需要做如下第1)、2)、3)、5)项的校正。
如果没有“太阳电池方阵测试仪”，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，需要做如下所有项目的校正。
光伏方阵标称功率是在标准测试条件测试得到的功率值，因此实际测试后应当进行如下5项的校正，以确保公正：
1) 光强校正：在非标准条件下测试应当进行光强校正，光强按照线性法进行校正。
2) 温度校正：按照该型号产品第三方测试报告提供的温度系数进行校正，如无法获得可信数据，可按照晶体硅组件功率温度系数-0.35％/℃，非晶硅按照功率温度系数-0.20％/℃进行校正。按照功率随温度变化的公式P＝P m×[1＋a×(T－25℃)](P为光伏组件峰值功率、P m为光伏组件标称功率、a为功率温度系数、T为光伏组件背板温度)，计算校正。
3) 组合损失校正：太阳电池组件串并联后会有组合损失，应当进行组合损失校正，太阳电池的组合损失应当控制在5％以内。
4) 最大功率点校正：工作条件下太阳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；对于带有太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)装置的系统可以不做此项校正；
5) 太阳电池朝向校正：不同的太阳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电池接入同一台逆变器的情况下，需要进行此项校准。
8 电能质量的测试
1) 首先将光伏电站与电网断开，测试电网的电能质量参数，测试内容如下：
检验方法：观察、尺量检查；核查质量证明文件和相关技术资料。
检查数量：全数检查。
16.2.2 太阳能光伏系统的安装应符合下列规定：
1 太阳能光伏组件的安装位置、方向、倾角、支撑结构等，应符合设计要求；
2 光伏组件、汇流箱、电缆、逆变器、充放电控制器、储能蓄电池、电网接入单元、主控和监视系统、触电保护和接地、配电设备及配件等应按照设计要求安装齐全，不得随意增减、合并和替换；
3 配电设备和控制设备安装位置等应符合设计要求，并便于读取数据、操作、调试和维护；逆变器应有足够的散热空间并保证良好的通风；
4 电气设备的外观、结构、标识和安全性应符合设计要求。
检验方法：观察检查；核查质量证明文件。
检查数量：全数检查。
16.2.3 太阳能光伏系统的试运行与调试应包括下列内容：
1 保护装置和等电位体的连接匹配性；
2 极性；
3 光伏组串电流；
4 系统主要电气设备功能；
5 光伏方阵绝缘阻值；
6 触电保护和接地；
7 光伏方阵标称功率；
8 电能质量。
检验方法：观察检查；并采用万用表、光照测试仪等仪器测试。
检查数量：根据项目类型，每个类型抽取不少于2个点进行检查。
16.2.4 光伏组件的光电转换效率应符合设计文件的规定。
检验方法：光电转换效率使用便携式测试仪现场检测，测试参数包括：光伏组件背板温度、室外环境平均温度、平均风速、太阳辐照强度、电压、电流、发电功率、光伏组件光照面积，其余项目为观察检查。
检查数量：同一类型太阳能光伏系统被测试数量为该类型系统总数量的5％，且不得少于1套。
16.2.5 太阳能光伏系统安装完成经调试后，应具有下列功能，并符合设计要求：
1 测量显示功能；
2 数据存储与传输功能；
3 交(直)流配电设备保护功能。
检验方法：观察检查。
检查数量：全数检查。
16.2.6 在建筑上增设太阳能光伏发电系统时，系统设计应满足建筑结构及其他相应的安全性能要求，并不得降低相邻建筑的日照标准。
检验方法：观察检查；核查建筑结构设计、核验相关资料、文件。
检查数量：全数检查。
条文说明
16.2.2 太阳能光伏系统的安装应符合下列规定：
1 直流系统的检查，至少包含如下项目：
1) 直流系统的设计、说明与安装应满足《低压电气装置 第5-52部分：电气设备的选择和安装 布线系统》GB/T 16895.6的要求，特别是满足《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008的要求；
2) 在额定情况下所有直流元器件能够持续运行，并且在最大直流系统电压和最大直流故障电流下能够稳定工作(开路电压的修正值是根据当地的温度变化范围和组件本身性能确定；根据《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008的规定，故障电流为短路电流的1.25倍)；
3) 在直流侧保护措施采用Ⅱ类或等同绝缘强度(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)；
4) 光伏组串电缆，光伏方阵电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地故障和短路时产生的危险(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)；
5) 配线系统的选择和安装应能抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、温度和太阳辐射等；
6) 对于没有装设组串过电流保护装置的系统：组件的反向额定电流值(Ir)应大于可能产生的反向电流，同样组串电缆载流量应与并联组件的最大故障电流总和相匹配；
7) 装设了过电流保护装置的系统：应检查组串过电流保护装置的匹配性，并且根据《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008关于光伏组件保护说明来检查制造说明书的正确性和详细性；
8) 直流隔离开关的参数是否与直流侧的逆变器(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)相匹配；
9) 阻塞二极管的反向额定电压至少是光伏组串开路电压的两倍(《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳能光伏(PV)电源供电系统》GB/T 16895.32-2008)；
10) 如果直流导线中有任何一端接地，应确认在直流侧和交流侧设置了分离装置，并且接地装置应合理安装，以避免电气设备腐蚀。
2 太阳光伏组件的检查应包括如下项目：
1) 光伏组件必须选用按IEC 61215，IEC 61646或IEC 61730的要求通过产品质量认证的产品；
2) 材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并应经过常规检测、质量控制与产品验收等程序；
3) 组件产品应是完整的，每个太阳电池组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率(或电流)、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运、安装和电路连接指示；
4) 组件互连应符合方阵电气结构设计。
3 汇流箱检查应包括如下项目：
1) 产品质量应安全可靠，通过相关产品质量认证；
2) 室外使用的汇流箱应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求；
3) 采用金属箱体的汇流箱应可靠接地；
4) 采用绝缘高分子材料加工的，所选用材料应有良好的耐候性，并附有所用材料的说明书、材质证明书等相关技术资料；
5) 汇流箱接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质零件；
6) 各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线端子与汇流箱接地端绝缘电阻应不小于1MΩ(DC500V)。
4 在较大的光伏方阵系统中应设计直流配电柜，将多个汇流箱汇总后输出给并网逆变器柜，检查项目应包括：
1) 直流配电柜结构的防护等级设计应能满足使用环境的要求；
2) 直流配电柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌保护器；
3) 直流配电柜的接线端子设计应能保证电缆线可靠连接，应有防松动零件，对既导电又作紧固用的紧固件，应采用铜质材料。
5 连接电缆检查应包括如下项目：
1) 连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的材料；
2) 连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求，以减少线路的损耗；
3) 电缆与接线端应采用连接端头，并且有抗氧化措施，连接紧固无松动。
6 触电保护、接地触电保护和接地检查，至少应包括如下内容：
1) B类漏电保护：漏电保护器应确认能正常动作后才允许投入使用。
2) 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能减小接线环路面积。
3) 光伏方阵框架应对等电位连接导体进行接地。等电位体的安装应把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来。所有附件及支架都应采用导电率至少相当于截面为35mm²铜导线导电率的接地材料和接地体相连，接地应有防腐及降阻处理。
4) 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、电流桥架应保证可靠接地，接地应有防腐及降阻处理。
7 光伏系统交流部分的检验，至少包含下列项目：
1) 在逆变器的交流侧应有绝缘保护；
2) 所有的绝缘和开关装置功能正常；
3) 逆变器保护。
16.2.3 太阳能光伏系统的试运行与测试应符合电气设备的测试并测试合格，并应符合国家现行标准《建筑物电气装置》GB/T 16895、《火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置原则》DL/T 5004、《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB/T 19064的相关要求并符合下列规定：
1 一般要求
电气设备的测试必须符合《低压电气装置 第6部分：检验》GB 16895.23的要求。
测量仪器和监测设备及测试方法应参照《交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全 防护措施的试验、测量或监控设备》GB/T 18216的相关要求。如果使用另外的设备代替，设备必须达到同一性能和安全等级。
在测试过程中如发现不合格，需要对之前所有项目逐项重新测试。
在适当的情况下应按照下面顺序进行逐项测试：
1) 交流电路的测试；
2) 保护装置和等势体的连接匹配性测试；
3) 极性测试；
4) 组串开路电压测试；
5) 组串短路电流测试；
6) 系统主要电气设备功能测试；
7) 直流回路的绝缘电阻测试。
按一定方式串联、并联使用的光伏组件I-V特性曲线应具有良好的一致性，以减小方阵组合损失；优化设计的光伏子系统组合损失应不大于8％。
2 保护装置和等电位体的测试
保护或联接体应可靠连接。
3 极性测试
应检查所有直流电缆的极性并标明极性，确保电缆连接正确。
注：为了安全起见和预防设备损坏，极性测试应在进行其他测试和开关关闭或组串过流保护装置接入前进行。
应测量每个光伏组串的开路电压。在对开路电压测量之前，应关闭所有的开关和过电流保护装置(如安装)。
测量值应与预期值进行比较，将比较的结果作为检查安装是否正确的依据。对于多个相同的组串系统，应在稳定的光照条件下对组串之间的电压进行比较。在稳定的光照条件下这些组串电压值应该是相等的(电压值误差应在5％范围内)。对于非稳定光照条件，可以采用以下方法：
1) 延长测试时间；
2) 采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
3) 使用辐照表来标定读数。
注：测试电压值低于预期值可能表明一个或多个组件的极性连接错误，或者绝缘等级低，或者导管和接线盒有损坏或有积水；高于预期值并有较大出入通常是由于接线错误引起的。
4 光伏组串电流的测试
1) 一般要求
光伏组串电流测试的目的是检验光伏方阵的接线是否正确，该测试不用于衡量光伏组串或方阵的性能。
2)光伏组串短路电流的测试
用适合的测试设备测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试有相应的测试程序和潜在危险，应以下面要求的测试步骤进行。
测量值必须与预期值作比较。对于多个相同的组串系统并且在稳定的光照条件下，单个组串之间的电流应该进行比较。在稳定的光照条件下这些组串短路电流值应该是相同的(电压值误差应在5％范围内)。
对于非稳定光照条件，可以采用以下方法：
① 延长测试时间；
② 采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
③ 使用辐照表标定当前读数。
3) 短路电流测试
① 确保所有光伏组串是相互独立的并且所有的开关装置和隔离器处于断开状态；
② 短路电流可以用钳型电流表和同轴安培表进行测量。
4) 光伏组串运转测试
测量值必须同预期值作比较。对于多种相同组串的系统，在稳定光照辐射情况下，各组串应该分别进行比较。这些组串电流值应该是相同的(在稳定光照情况下，应在5％范围内)。对于非稳定光照条件下，可以采用以下方法：
① 延长测试时间；
② 测试采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
③ 使用辐照表来标定当前的读数。
5 系统主要电气设备功能测试按照如下步骤执行：
1) 开关设备和控制设备都应进行测试以确保系统正常运行；
2) 应对逆变器进行测试，以确保系统正常运行：测试过程应由逆变器供应商提供；
3) 电网故障测试过程如下：交流主电路隔离开关断开-光伏系统应立即停止运行。在此之后，交流隔离开关应重合闸使光伏系统恢复正常的工作状态。
注：电网故障测试能在光照稳定的情况下进行修正，在这种情况下，在闭合交流隔离开关之前，负载尽可能的匹配以接近光伏系统所提供的实际功率。
6 光伏方阵绝缘阻值测试
1) 一般要求
光伏方阵应按照如下要求进行测试：
① 测试时限制非授权人员进入工作区；
② 不得用手直接触摸电气设备以防止触电；
③ 绝缘测试装置应具有自动放电的能力；
④ 在测试期间应当穿好适当的个人防护服并佩带防护设备。
注：对于某些系统安装，例如大型系统绝缘安装出现事故或怀疑设备具有制造缺陷或对干燥时的测试结果存有疑问时，可以适当采取测试湿方阵的方法，测试程序参考ASTM Std E 2047。
2) 测试方法
① 可以采用下列两种测试方法：
a 测试方法1-先测试方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻。
b 测试方法2-测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。
②对于方阵边框没有接地的系统(如有Ⅱ类绝缘)，可以选择做如下两种测试：
a 在电缆与大地之间做绝缘测试。
b 在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。
③对于没有接地的导电部分(如：屋顶光伏瓦片)应在方阵电缆与接地体之间进行绝缘测试。
注1：凡采用本款①中测试方法2，应尽量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路。
注2：指定的测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。
3) 测试过程
在开始测试之前：禁止未经授权的人员进入测试区，从逆变器到光伏方阵的电气连接必须断开。
本款①中测试方法2，若采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，方阵电缆应安全地连接到短路开关装置。采用适当的方法进行绝缘电阻测试，测量连接到地与方阵电缆之间的绝缘电阻，具体见表5。
在做任何测试之前要保证测试安全。保证系统电源已经切断之后，才能进行电缆测试或接触任何带电导体。
表5 绝缘电阻最小值
7 光伏方阵标称功率测试
现场功率的测定可以采用由第三方检测单位校准过的“太阳电池方阵测试仪”抽测太阳电池支路的I-V特性曲线，抽检比例一般不得低于30％。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，需要做如下第1)、2)、3)、5)项的校正。
如果没有“太阳电池方阵测试仪”，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，需要做如下所有项目的校正。
光伏方阵标称功率是在标准测试条件测试得到的功率值，因此实际测试后应当进行如下5项的校正，以确保公正：
1) 光强校正：在非标准条件下测试应当进行光强校正，光强按照线性法进行校正。
2) 温度校正：按照该型号产品第三方测试报告提供的温度系数进行校正，如无法获得可信数据，可按照晶体硅组件功率温度系数-0.35％/℃，非晶硅按照功率温度系数-0.20％/℃进行校正。按照功率随温度变化的公式P＝P m×[1＋a×(T－25℃)](P为光伏组件峰值功率、P m为光伏组件标称功率、a为功率温度系数、T为光伏组件背板温度)，计算校正。
3) 组合损失校正：太阳电池组件串并联后会有组合损失，应当进行组合损失校正，太阳电池的组合损失应当控制在5％以内。
4) 最大功率点校正：工作条件下太阳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；对于带有太阳电池最大功率点跟踪(MPPT)装置的系统可以不做此项校正；
5) 太阳电池朝向校正：不同的太阳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电池接入同一台逆变器的情况下，需要进行此项校准。
8 电能质量的测试
1) 首先将光伏电站与电网断开，测试电网的电能质量参数，测试内容如下：
2) 将逆变器并网，待稳定后测试并网点的电能质量：
9 系统电气效率测试
1) 一般要求
1) 一般要求
光伏系统电气效率应按照如下要求进行测试：
① 测试时限制非授权人员进入工作区；
② 不得用手直接触摸电气设备以防止触电；
③ 系统电气效率测试应在日照强度大于500W/m²的条件下进行；
④ 在测试期间应当穿好适当的个人防护服并佩带防护设备。
注：当光伏组件安装为一定的倾角时，日照强度测试装置应与组件保持统一的倾斜角度。
2) 测试方法
① 测试时限制非授权人员进入工作区；
② 不得用手直接触摸电气设备以防止触电；
③ 系统电气效率测试应在日照强度大于500W/m²的条件下进行；
④ 在测试期间应当穿好适当的个人防护服并佩带防护设备。
注：当光伏组件安装为一定的倾角时，日照强度测试装置应与组件保持统一的倾斜角度。
2) 测试方法
光伏系统电气效率应按照如下步骤进行测试：
① 首先用标准的日射计测量当前的日照强度；
② 在测量日照强度的同时，测量并网逆变器交流并网点侧的交流功率；
③ 根据光伏方阵功率、日照强度及温度功率系数，根据计算公式，可以计算当时的光伏方阵的产生功率；
④ 根据下列公式可计算出系统的电气效率。
系统输出功率与光伏组件在一定条件下产生的电功率之比。
系统效率计算公式：
① 首先用标准的日射计测量当前的日照强度；
② 在测量日照强度的同时，测量并网逆变器交流并网点侧的交流功率；
③ 根据光伏方阵功率、日照强度及温度功率系数，根据计算公式，可以计算当时的光伏方阵的产生功率；
④ 根据下列公式可计算出系统的电气效率。
系统输出功率与光伏组件在一定条件下产生的电功率之比。
系统效率计算公式：
η
P＝p
OP/p
SP
式中：η
P——系统电气效率；
p OP——系统输出功率(kW)；
p SP——光伏组件产生的总功率(kW)。
16.2.4 光伏组件的光电转换效率指光伏组件最大输出功率和照射到光伏组件上的入射功率之比，是光伏组件性能优劣的最重要判据。根据本标准第16.2.3条第7款光伏方阵标称功率测试进行功率测试和校正后得到光伏组件峰值功率。
光伏组件的光电转换效率计算公式：
p OP——系统输出功率(kW)；
p SP——光伏组件产生的总功率(kW)。
16.2.4 光伏组件的光电转换效率指光伏组件最大输出功率和照射到光伏组件上的入射功率之比，是光伏组件性能优劣的最重要判据。根据本标准第16.2.3条第7款光伏方阵标称功率测试进行功率测试和校正后得到光伏组件峰值功率。
光伏组件的光电转换效率计算公式：
η＝P
mA*Pin*100％
式中：η——光伏组件的光电转换效率；
P——光伏组件峰值功率(W)；
A——光伏组件光照面积(m²) (注：一般含光伏组件边框面积)；
Pin——标准条件测试太阳组件的单位面积太阳辐照度，1000W/m²。
同一类型光伏系统是指系统光伏方阵标称功率容量偏差在10％以内的光伏系统。
当太阳能光伏系统的太阳能光伏组件类型相同，系统与公共电网关系相同，且系统装机容量偏差在10％以内时，可视为同一类型光伏系统。
16.2.5 太阳能光伏系统的性能在安装完成后经调试应具备下列功能：
1 测量显示
逆变设备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、功率因数；状态指示显示逆变设备状态(运行、故障、停机等)。
显示功能：显示内容为直流电流、直流电压、直流功率、交流电压、交流电流、交流频率、率因数、交流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量等。状态显示主要包括运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等。
2 数据存储与传输
并网光伏发电系统须配置现地数据采集系统，能够采集系统的各类运行数据，并按规定的协议通过GPRS/CDMA无线通道、电话线路或Internet公众网上传。
3 交(直)流配电设备至少应具有如下保护功能：
1) 输出过载、短路保护；
P——光伏组件峰值功率(W)；
A——光伏组件光照面积(m²) (注：一般含光伏组件边框面积)；
Pin——标准条件测试太阳组件的单位面积太阳辐照度，1000W/m²。
同一类型光伏系统是指系统光伏方阵标称功率容量偏差在10％以内的光伏系统。
当太阳能光伏系统的太阳能光伏组件类型相同，系统与公共电网关系相同，且系统装机容量偏差在10％以内时，可视为同一类型光伏系统。
16.2.5 太阳能光伏系统的性能在安装完成后经调试应具备下列功能：
1 测量显示
逆变设备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、功率因数；状态指示显示逆变设备状态(运行、故障、停机等)。
显示功能：显示内容为直流电流、直流电压、直流功率、交流电压、交流电流、交流频率、率因数、交流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量等。状态显示主要包括运行状态、异常状态、解列状态、并网运行、应急运行、告警内容代码等。
2 数据存储与传输
并网光伏发电系统须配置现地数据采集系统，能够采集系统的各类运行数据，并按规定的协议通过GPRS/CDMA无线通道、电话线路或Internet公众网上传。
3 交(直)流配电设备至少应具有如下保护功能：
1) 输出过载、短路保护；
2) 过电压保护(含雷击保护)；
3) 漏电保护功能。
16.2.6 在建筑上增设或改造太阳能光伏发电系统时，系统设计必须充分考虑建筑结构安全，并应满足建筑结构及其他相应的安全性要求，不得因此降低相邻建筑的日照标准。当涉及主体和承重结构改动或增加荷载时，必须由原结构设计单位或具备相应资质(不低于原设计单位资质)的设计单位核查有关原始资料，对既有建筑结构的安全性进行核验、确认；需要时报请有关部门批准。