一．设备进场 1. 设备进场吊装，检查
1. 在吊、运过程中应做好防倾覆、防震和防护面受损等安全措施。必要时可
将装置性设备和易损元件拆下单独包装运输。当产品有特殊要求时，尚应符合产品技术文件的规定。 2. 设备到场后应作下列检查： 1) 包装及密封应良好。
2) 开箱检查型号、规格应符合设计要求，附件、备件应齐全。 3) 产品的技术文件应齐全。 4) 外观检查应完好无损。
2.光伏电站的中间交接验收应符合下列规定：
1. 光伏电站工程中间交接项目可包含：升压站基础、高低压盘柜基础、逆变
器基础、电气配电间、支架基础、电缆沟道、设备基础二次灌浆等。 2. 土建交付安装项目时，应由土建专业填写“中间交接验收签证单”,并提
供相关技术资料,交安装专业查验。
3. 中间交接项目应通过质量验收，对不符合移交条件的项目,移交单位负责
整改合格。
3.光伏电站的隐蔽工程施工应符合下列规定：
1. 光伏电站安装工程的隐蔽工程应包括：接地、直埋电缆、高低压盘柜母线、
变压器检查等
2. 隐蔽工程隐蔽之前，承包人应根据工程质量评定验收标准进行自检，自检
合格后向监理部提出验收申请。
3. 监理工程师应在约定的时间组织相关人员与承包人共同进行检查验收。如
检测结果表明质量验收合格，监理工程师应在验收记录上签字，承包人可以进行工程隐蔽和继续施工；验收不合格，承包人应在监理工程师限定的期限内整改，整改后重新验收。隐蔽工程验收签证单应按照《电力建设施工质量验收及评定规程》DL/T 5210相关要求的格式进行填写。 二．支架安装
1． 支架到场后应作下列检查： 1) 外观及保护层应完好无损。
2) 型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。 3) 产品的技术文件安装说明及安装图应齐全
2.固定式支架及手动可调支架的安装应符合下列规定：
1) 钢构件拼装前应检查清除飞边、毛刺、焊接飞溅物等，摩擦面应保持干燥、
整洁。
2) 支架的紧固度应符合设计图纸要求及《钢结构工程施工质量验收规范》GB
50205中相关章节的要求。
3) 组合式支架宜采用先组合框架后组合支撑及连接件的方式进行安装。 4) 螺栓的连接和紧固应按照厂家说明和设计图纸上要求的数目和顺序穿放。
不应强行敲打，不应气割扩孔。
5) 手动可调式支架调整动作应灵活，高度角范围应满足技术协议中定义的范
围。
3.支架安装的垂直度和角度应符合下列规定：
1) 支架垂直度偏差每米不应大于±1度，支架角度偏差度不应大于±1度。 2) 对不能满足安装要求的支架，应责成厂家进行现场整改。 1. 固定及手动可调支架安装的允许偏差应符合表5.2.2中的规定
表5.2.2 固定及手动可调支架安装的允许偏差 项目 中心线偏差 垂直度（每米） 相邻横梁间 水平偏差 东西向全长（相同标≤10 允许偏差（mm） ≤2 ≤1 ≤1 高） 相邻立柱间 立柱面偏差 东西向全长（相同轴≤5 ≤1 线） 三．组件安装
1．组件安装前应作如下准备工作： 1. 支架的安装工作应通过质量验收。 2. 组件的型号、规格应符合设计要求。 3. 组件的外观及各部件应完好无损
4. 安装人员应经过相关安装知识培训和技术交底。 2.组件的安装应符合下列规定：
1. 光伏组件安装应按照设计图纸进行。
2. 组件固定螺栓的力矩值应符合制造厂或设计文件的规定。
3. 组件安装允许偏差应符合表5.3.3规定： 表5.3.3 组件安装允许偏差
项目 倾斜角度偏差 允许偏差 ≤1° 相邻组件间 组件边缘高差 东西向全长（相同标高） 相邻组件间 组件平整度 东西向全长（相同轴线及标≤1 mm ≤10 mm ≤1 mm ≤5 mm 高） 4.组件之间的接线应符合以下要求： 1. 组件连接数量和路径应符合设计要求。 2. 组件间接插件应连接牢固。 3. 外接电缆同插接件连接处应搪锡。
4. 组串连接后开路电压和短路电流应符合设计要求。 5. 组件间连接线应进行绑扎，整齐、美观。 5.组件的安装和接线还应注意如下事项：
1. 组件在安装前或安装完成后应进行抽检测试。 2. 组件安装和移动的过程中，不应拉扯导线。 3. 组件安装时，不应造成玻璃和背板的划伤或破损。 4. 组件之间连接线不应承受外力。 5. 同一组串的正负极不宜短接。
6. 单元间组串的跨接线缆如采用架空方式敷设，宜采用PVC管进行保护。
7. 施工人员安装组件过程中不应在组件上踩踏。
8. 进行组件连线施工时，施工人员应配备安全防护用品。不得触摸金属带电
部位。
9. 对组串完成但不具备接引条件的部位，应用绝缘胶布包扎好。 6..组件接地应符合下列要求:
1. 带边框的组件应将边框可靠接地。
2. 不带边框的组件，其接地做法应符合制造厂要求。 3. 组件接地电阻应符合设计要求。 组件
1）、短路电流：在一定的温度和辐照条件下，光伏发电器在端电压为零时的输出电流，通常用Isc来表示。 Isc与太阳电池的面积大小有关，面积越大， Isc越大。一般1cm2的太阳电池Isc值约为16~30mA；I与入射光的辐照度成正比；Isc随温度上升略有增加。 2）、开路电压：在一定的温度和辐照度条件下，光伏发电器在空载(开路)情况下的端电压，通常用Voc来表示。 太阳电池的开路电压与电池面积大小无关；太阳电池的开路电压与入射光谱辐照度的对数成正比。 3）、转换效率：受光照太阳电池的最大功率与入射到该太阳电池上的全部辐射功率的百分比。 η= Vm Im / Pin 其中Vm和Im分别为最大输出功率点的电压和电流， Pin为太阳光输入功率。 4）、最大功率：在太阳电池的伏安特性曲线上对应最大功率的点，又称最佳工作点
电池能够产生的最大功率（PMAX）出现在最大电流（IMAX）和电压（VMAX）点，曲线下方的面积表示不同电压下电池能够产生的最大输出功率
该曲线给出了PV电池的典型正偏特性，其中最大功率（PMAX）出现在最大电流（IMAX）和最大电压（VMAX）的交叉点。
四．汇流箱安装
1.汇流箱安装前应做如下准备：
1. 汇流箱的防护等级等技术标准应符合设计文件和合同文件的要求。
2. 汇流箱内元器件完好，连接线无松动。 3. 安装前汇流箱的所有开关和熔断器宜断开。 2.汇流箱安装应符合以下要求：
1. 安装位置应符合设计要求。支架和固定螺栓应为镀锌件。 2. 地面悬挂式汇流箱安装的垂直度允许偏差应小于1.5mm。 3. 汇流箱的接地应牢固、可靠。接地线的截面应符合设计要求。 4. 汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不小于2MΩ（DC1000V 5. 汇流箱组串电缆接引前必须确认组串处于断路状态。
主要特点
1、可同时接入多路太阳能光伏阵列，每路电流最大可达11A，能满足不同用户需求；
2、配有太阳能光伏直流高压防雷器，正极负极都具备双重防雷功能； 3、采用专业直流高压断路器，直流耐压值不低于DC1000V，安全可靠； 4、雷电计数功能，方便了解雷电灾害的侵入情况及频率； 5、具有工作状态指示，便于观察工作状况；
6、装有耐高压的直流熔断器和断路器共两级安全保护装置； 技术参数
1、电池串列最高输入电压：DC1000V 2、电池串列输入电流：10A 3、输入回路数：按要求配置 4、熔断器额定电流：11A 5、最大输出电流：N×11A
五．逆变器安装
1.逆变器安装前应作如下准备：
1. 逆变器安装前，建筑工程应具备下列条件： 1) 屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。
2) 室内地面基层应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高；室内沟道无积水、
杂物；门、窗安装完毕。
3) 进行装饰时有可能损坏已安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作
应全部结束。
4) 对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。
5) 混凝土基础及构件到达允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求。 6) 预埋件及预留孔的位置和尺寸，应符合设计要求，预埋件应牢固。 2. 检查安装逆变器的型号、规格应正确无误；逆变器外观检查完好无损。 3. 运输及就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。 4. 大型逆变器就位时应检查道路畅通，且有足够的场地。 2.逆变器的安装与调整应符合下列要求：
1. 采用基础型钢固定的逆变器，逆变器基础型钢安装的允许偏差应符合表
5.5.2的规定。
表5.5.2 逆变器基础型钢安装的允许偏差
允许偏差 项目 mm/m 不直度 水平度 位置误差及不平行度 <1 <1 - mm/全长 <3 <3 <3 2. 基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm。基础型钢应有明显的可靠
接地。
3. 逆变器的安装方向应符合设计规定。
4. 逆变器安装在震动场所，应按设计要求采取防震措施。 5. 逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。
6. 逆变器内专用接地排必须可靠接地，100kW及以上的逆变器应保证两点接
地；金属盘门应用裸铜软导线与金属构架或接地排可靠接地。
7. 逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点，电缆极性正确、
绝缘良好。
8. 逆变器交流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序。 9. 电缆接引完毕后，逆变器本体的预留孔洞及电缆管口应做好封堵。 逆变器
1) 、 逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。
2) 、 逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90% (大功率逆变器）以上的转换效率。 3) 、逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。
4) 、 最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。
5) 、 可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行； 过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。 6) 、 监控和数据采集： 逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。 逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流， 电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。
六．直流/交流配电柜安装
1）、基本安装要求：室内安装，应安装在清洁的环境中，并且应通风良好，并保证环境温度、湿度和海拔高度满足产品规格要求。
2）、按直流/交流配电柜系统图设计要求敷设电缆。引入配电柜内的电缆应排列整齐，编号清晰。
3）、直流/交流配电柜内防雷接地与PE线连接，PE线与配电室内的接地装置连接
七． 电缆敷设
1）、电缆线路施工应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168）的规定，电缆符合国家相应的标准。 2）、光伏发电系统直流部分的施工，应注意正负极性。
3）、对穿越楼板、屋面和墙面的电缆，其防水套管与建筑物主体间的缝隙，必须做好防水密封，并做好建筑物表面光洁处理，同时满足阻燃性和阻热性。 4）、直流柜到逆变器和逆变器到交流配电柜的电缆敷设：直流配电柜、逆变器在同一配电室内，两者距离要求较近。交流配电柜、逆变器在同一配电室内，两者距离要求较近。安装电缆剖头处必须用胶带和护套封扎。
5）、光伏组件的连接电缆应有足够的耐候性以保证线缆的使用寿命；连接要保证机械和电性能的完好；组件串联必须是同种 型号组件，不同型号组件串联电压相同可以并联。布线完成后，电压与极性的确认、短路电流的测量、非接地的检查。 应按照产品说明书，用万用表测量是否有电压输出，用直流电压测 试正极、负极的极性是否接错；可用直流电流表测量短路电流
电气检查·测试·调试
1．电气设备检查
1、 一般要求
在安装期间必须检查关键电气设备的子系统和部件，对于增设或更换的现有设备，需要检查其是否符合IEC 60364标准，并且不能损害现有设备的安全性能。 首次和定期检查要求由专业人员通过专业设备来完成。
2 、部件质量检查
1.1一般要求 检查之前要进行测试，通常优先检查通电设备是否满足IEC 60364-6要求，同时应对并网点电网电能质量情况进行检测。 1.2 直流系统检查 直流系统的检查，至少包含如下项目：
a) 直流系统的设计、说明与安装是否满足IEC 60364要求，特别是满足IEC 60364-7-712要求；
b) 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IEC 60364-7-712.433:2002规定，故障电流为短路电流的1.25倍）；
c) 为保证系统的安全运行，光伏系统中直流侧最大系统电压不宜超过750V；在与建筑结合的光伏系统中直流侧最大系统电压不宜超过600V；
d) 光伏组串电缆，光伏阵列电缆和光伏直流主电缆的选择与安装应尽可能降低接地和短路时产生的危险（IEC 60364-7-712.522.8.1:2002）；
e) 配线系统的选择和安装要求能够抵抗外在因素的影响，比如风速、覆冰、温度和太阳辐射（IEC 60364-7-712.522.8.3:2002）；
f) 对于没有装设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最大故障电流总和相匹配； g) 若装设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IEC 60364-7-712.433.2:2002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；
h) 直流隔离开关的大小是否与直流侧的逆变器相匹配；
i）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
j) 如果直流导线中有接地，应确认在直流侧和交流侧设置的分离装置，避免电气设备腐蚀。
注1：检查直流系统需要依据最大系统电压和电流。
最大系统电压是建立在组串/阵列设计之上的，组件开路电压(Voc)与电压温度系数及光照辐射变化有关。
最大故障电流是建立在组串/阵列设计之上的，组件短路电流(Isc)与电流温度系数及光照辐射变化有关(IEC 60364-7-712.433:2002)。
注2：组件生产商一般不提供组件反向额定电流(Ir)值，该值视为组件额定过电流保护的1.35倍。
注3：根据IEC 61730-1标准要求由生产商提供组件额定过电流保护值。 4.2.2.1 太阳光伏组件检查 太阳光伏组件的检查应包括如下项目： a）光伏组件必须选用按IEC 61215或IEC 61646的要求通过认证的产品。 b）材料和元件应选用符合相应的图纸和工艺要求的产品，并经过常规检测、质量控制与产品验收程序。
c）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。 d) 组件互连应符合方阵电气结构设计，每个光伏组件均应在组件接线盒内加装旁路二极管。
3. 接线箱（盒）检查 接线箱(盒)检查应包括如下项目：
a）室外使用的接线箱（盒）应采用密封结构，设计应能满足室外使用要求。 b）采用金属箱体的接线箱（盒）应可靠接地。
c）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。
d）接线箱（盒）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。
e）各光伏支路进线端及子方阵出线端，以及接线端子与接线箱（盒）接地端绝缘电阻应不小于1MΩ（DC500V）。
1.4 直流汇流柜检查 在较大的光伏方阵系统中应设计直流汇流柜，将多个接线箱汇总后输出给下一级直流汇流柜或并网逆变器柜，检查项目应包括如下： a）直流汇流柜结构的防护等级设计应能满足使用环境的要求。
b）直流汇流柜应进行可靠接地，并具有明显的接地标识，设置相应的浪涌吸收保护装置。
c）直流汇流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。
d）直流配电柜内的输入输出回路采用短路保护和过电流保护装置，装置应便于操作。
4．连接电缆检查 连接电缆检查应包括如下项目：
a）连接电缆应采用耐候、耐紫外辐射、阻燃等抗老化的电缆。
b）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。
c）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。 4.2.3 触电保护和接地检查
触电保护和接地检验，至少应该包括如下内容：
a) 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； b) 为了尽量减少雷电感应电压的侵袭，应可能地减少接线环路面积；
c) 光伏阵列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。 5.交流系统检查 光伏系统交流部分的检验，至少包含下列项目： a) 在逆变器的交流侧应有绝缘保护； b) 所有的绝缘和开关装置功能正常； c) 逆变器保护。 6. 并网逆变器检查
逆变器是电站的主要设备，逆变器质量的好坏直接影响电站的运行，应选用通过认证的产品。 7. 交流配电柜检查
交流配电设备是指在光伏系统中实现交流/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。交流配电设备主要特征参数包括：标称电压、标称电流。 8.系统运行检查 9. 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、功率因数、交流发电量、系统发电功率、系统发电量、气温、日射量。 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.电气设备及系统的测试
2.1 一般要求
电气设备的测试必须符合IEC 60364-6的要求。 测量仪器和监测设备及测试方法应参照IEC 61557的相关部分要求。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。 在测试过程中如发生不合格，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： a）交流电路的测试必须符合IEC 60364-6要求； b）保护装置和等势体的连接匹配性测试； c）极性测试；
d）组串开路电压测试； e）组串短路电流测试； f）功能测试；
g）绝缘电路的直流电阻的测试。 2.2 保护装置和等电位体的测试 保护或联接体应可靠连接 2.3 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，进行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。在对开路电压的测量之前，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（一般在5 %稳定光照情况下）。对于非稳定光照条件下，可以采用以下方法： a) 延长测试时间；
b) 采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串；
c) 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，或绝缘等级低，这会导致导管和接线盒的损坏和积水；高电压表读数与预期值有较大出入，通常是接线错误。 2.4 光伏组串电流的测试
2.4.1 一般要求 光伏组串电流测试的目的是检验光伏阵列的接线是否正确，该测试不用于衡量光伏组串/阵列的性能。
2.4.2 光伏组串短路电流的测试 测量每一光伏组串的短路电流。组串短路电流的测试按以下步骤进行： 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（一般在5 %稳定光照情况下）。 对于非稳定光照条件下，可以采用以下方法：
a) 延长测试时间；
b) 可采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串； c) 使用辐照表标定当前读数。 2.4.2.1 短路电流测试步骤
a）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。 b）短路电流可以用钳型电流表和同轴安培表进行测量。
2.4.3 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（一般在5 %稳定光照情况下）。 对于非稳定光照条件下，可以采用以下方法：
a) 延长测试时间；
b) 测试采用多个仪表，一个仪表测量一个光伏组串； c) 使用辐照表来标定当前的读数。 5.5 功能测试 功能测试按照如下步骤执行：
a) 开关设备和控制设备都应进行测试以确保系统正常运行；
b) 应对逆变器进行测试，以确保系统正常的运行。测试过程应该由逆变器供应商来提供；
c) 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，交流隔离开关应该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。 2.6 光伏阵列绝缘阻值测试
2.6.1 一般要求 光伏阵列应按照如下要求进行测试： a) 测试时限制非授权人员进入工作区； b) 不得用手直接触摸电气设备以防止触电； c) 绝缘测试装置应具有自动放电的能力；
d) 在测试期间应当穿好适当的个人防护服/设备。 2.6.2 测试方法
2.6.2.1 可以采用下列两种测试方法：
a）测试方法1—先测试阵列负极对地的绝缘电阻，然后测试阵列正极对地的绝缘电阻。
b）测试方法2—测试光伏阵列正极与负极短路时对地的绝缘电阻。
2.6.2.2 对于阵列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）在阵列电缆和组件边框之间做绝缘测试。
2.6.2.3 对于没有接地的导电部分（如：屋顶光伏瓦片）应在阵列电缆与接地体之间进行绝缘测试。
注1：凡采用5.6.2.1b）测试方法2，应尽量减少电弧放电，在安全方式下使阵列的正极和负极短路。
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。 2.6.3 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，从逆变器到光伏阵列的电气连接必须断开。
2.6.2.1b）测试方法2中，若采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，阵列
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，测量连接到地与阵列电缆之间的绝缘电阻，具体见表1。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
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