并网光伏发电系统性能测试技术规范培训资料全

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1、 .ICS27.160K 83DB41河南省地方标准DB 41/T XXXXXXXXX并网光伏发电系统性能测试技术规范XXXX - XX - XX发布XXXX - XX - XX实施河南省质量技术监督局发布.DOC资料. 目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14文件资料和气象环境监测数据收集35现场检测和数据修正规则46光伏电站性能测试57光伏电站系统性能比评估118检测评估报告14附录A（规范性附录）光伏电站性能测试与整体性能评估主流程15附录B（规范性附录）光伏电站基本信息记录表16附录C（规范性附录）光伏电站气象环境系统数据记录表17附录D（规范性附录）光伏电站性能测试记录

2、表18附录E（规范性附录）光伏电站系统性能比评估数据记录表24附录F（规范性附录）检测结果记录表汇总表25前言本本规范根据GB/T1.1-2009给出的规则起草。本标准由河南省计量器具标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：河南省计量科学研究院、信阳师范学院河南省建材设备节能与智能化控制工程研究中心、河南科诚节能环保检测技术有限公司、洛阳市辐射环境监督管理站、河南职业技术学院、河南省辐射安全技术中心、河南省建筑工程标准定额站。本标准主要起草人：赵军、程涛、刘江峰、黄成伟、是凡、耿晓菊、唐庆伟、吉晓红、冀艳霞。本标准参与起草人：邓小君、张莲敏、黄静、齐志伟、韩会丽、夏燕杰、黄强。并网光伏发电

3、系统性能测试技术规范1 范围本标准规定了并网光伏电站性能测试的定义、测试方法、技术要求和判定原则。本标准适用于地面安装的并网光伏电站、建筑结合的分布式并网光伏电站，不适用于储能电站及独立光伏系统。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/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语GB/T 6495.3 光伏器件 第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准GB/T 12325 电能质量供电电压偏差GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变GB/T 1454

4、9 电能质量公用电网谐波GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡GB/T 15945 电能质量电力系统频率偏差GB/T 17949.1 接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导则 第1部分：常规测量GB/T 18210-2000 晶体硅光伏(PV)方阵I-V 特性的现场测量GB/T 19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测、测量、数据交换和分析导则GB/T 29196-2012 独立光伏系统技术规范GB/T 29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 50797:2012 光伏发电站设计规范NB/T 320

5、12-2013 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范CNCA/CTS0004-2010 并网光伏发电系统工程验收基本要求IEC TC82 光伏系统能量性能评估方法技术标准IEC 61140-2009 电击防护装置和设备的通用概念IEC 61829-1995 晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量IEC 62446:2009 并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的最低要求3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1水平面总辐照度被测光伏方阵附近，水平面上的太阳辐照强度，用Gh 表示，单位为千瓦每平方米（kW/m2）。3.2光伏方阵面总辐照度光伏方阵面上的太阳辐照强度，用Gi 表示，单位为千瓦每平

6、方米（kW/m2）。3.3环境温度光伏方阵附近的温度，可通过避免辐照且空气流通的防护罩测得，用Tamb 表示，单位为摄氏度（C）。3.4光伏组件温度光伏组件背板温度，温度传感器贴在光伏组件背板上测量得到的组件背板温度，用Tmod 表示，单位为摄氏度（C）。3.5标准测试条件1000 W/m2的总辐照度，25电池温度，光谱AM1.5，太阳光谱分布按GB/T 6495.3的规定执行。3.6光伏组件功率衰减率光伏组件标准测试条件下标称功率与评估时实测修正到标准测试条件下功率之差与标准测试条件下标称功率的比值，单位为百分比（%）。3.7光伏失配损失光伏组件的串联失配损失：光伏组串中所有组件最大功率的代

7、数和与光伏组串最大功率的差值与所有组件最大功率代数和之比值，单位为百分比（%）。光伏组串的并联失配损失：并联回路中所有光伏组串的最大功率代数和与该并联回路最大功率（或该回路的实际工作功率）的差值与所有组串最大功率代数和之比值，单位为百分比（%）。3.8直流线损一条直流线路的电压降与该条直流线路的入口电压的比值，单位为百分比（%）。3.9交流线损一条交流线路的电压降与该条交流线路的入口电压的比值，单位为百分比（%）。3.10逆变器效率任意时刻逆变器输出功率与输入功率的比值，单位为百分比（%）。3.11并网点对于有升压站的光伏电站，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的光伏电站，指光伏发电站的输

8、出汇总点。3.12光伏发电系统性能比光伏等效利用小时数与峰值日照时数的比值，单位为百分比（%），性能比是评估光伏电站质量的综合性指标。计算见公式（12）。3.13光伏发电系统标准性能比进行温度和辐照度修正后，排除了由于使用地点环境温度不同造成差异的光伏发电系统性能比，用百分比表示，更准确反映了光伏电站的实际质量。计算见公式（14）（15）。3.14光伏发电系统加权性能比光伏发电系统在不同水平辐照度范围下的性能比，结合电站当地历史辐照度分布情况进行加权平均得到的数值，用百分比表示。计算见公式（16）。4 文件资料和气象环境监测数据收集及测量4.1 文件资料收集在进行测试之前应进行下列文件的收集：

9、 光伏电站基本资料； 光伏电站电气连接图； 光伏电站平面布置图； 光伏组串结构和电参数； 逆变器的主要技术参数：额定功率，最大功率点跟踪（MPPT）电压范围，逆变器最高和加权效率等； 光伏方阵设计及组件排布图； 主要设备产品说明书：光伏组件，逆变器，汇流箱，变压器等。 不同类型光伏组件技术参数：开路电压，短路电流，额定工作电压，额定工作电流；电流温度系数，电压温度系数，功率温度系数； 光伏方阵面一周、一月及一年的总辐照能量 光伏组件一周、一月及一年的平均电池结温 并网计费点的一周、一月及一年的总发电量注： 若现场能收集到光伏电站监测的历史数据，则可以选择一周、一月及一年的相关数据进行性能比和标

10、准性能比的计算。若收集不到历史数据，则需要现场进行相关数据的测试，测试的天数可以由检测人员根据实际情况确定，但不少于3天。4.2 气象环境监测数据的测量4.3 太阳辐照度光伏电站系统应具备水平面辐照度和方阵面辐照度的实时测量装置，辐照度传感器的技术参数应符合NB/T 32012-2013中5.1的规定，试验方法应按照该条款的要求。4.4 环境温度环境温度测量应避免阳光直射，且保持空气流通。温度计的技术参数应符合NB/T 32012-2013中5.7的规定，试验方法应按照该条款的要求。4.5 光伏组件温度和电池结温取光伏组件的背板温度+2作为电池结温。光伏组件温度测量传感器的位置选择应按照GB/

11、T 18210-2000中的要求进行。对于不同类型的组件，每一种组件至少安装一套组件温度测量装置。温度计的技术参数应符合NB/T 32012-2013中5.7的规定，试验方法应按照该条款的要求。注1： 温度传感器与组件之间具有良好的热传导，导热系数应达到500W/m2K或更高；注2： 温度传感器的安装不应对前面电池片的温度造成大的影响。4.6 风速/风向测量光伏电站应安装风速和风向监测装置。风速传感器的技术参数应符合NB/T 32012-2013中5.5和5.6的规定，试验方法应按照该条款的要求。以上收集数据记录到附录C光伏电站气象环境监测数据记录表中。5 现场检测和数据修正规则5.1 抽样规

12、则对于只有单一品种光伏组件和逆变器的光伏电站，根据电站运行数据，以逆变器单机为一个单元，按照好、中、差进行分档，每档抽取一个单元。连续检测每一个单元所有光伏组串的发电量和基本电参数，测试周期至少3天。将所有组串发电量从大到小排序，按照1：3：1的比例分为好、中、差三档，从各档中随机抽取2个组串，一共6个组串进行现场检测。对于有多种光伏组件和逆变器的光伏电站，以逆变器单机为一个单元，对不同品种的光伏组件和逆变器各抽取一个单元。连续检测每一个单元所有光伏组串的发电量和基本电参数，测试周期至少3天。 将所有组串发电量从大到小排序，按照1：3：1的比例分为好、中、差三档，从各档中随机抽取2个组串进行现

13、场检测。5.2 检测基本条件和修正规则热斑检查：用红外热像仪检测抽样单元的全部组件，辐照度600 W/m2；严重热斑功率损失：辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；污渍遮挡损失: 辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；光伏组件性能衰降：辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；光伏组件/组串的串并联失配损失：辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；隐裂检查：用电致发光成像设备检测有明显问题的组件；直流线损：辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；逆变器效率：全负载率效率曲线，按照加权效率给出结果；交流线损：辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；并网点电能质量：辐照度700W/m

14、2；防孤岛性能测试：接入配电网时，按IEC 62446:2009要求测试；对地绝缘性能检测：按IEC 62446-2009要求检测；接地连续性检测：按IEC 61140-2009的要求检测；5.3 辐照度和结温的修正规则5.4 辐照度修正规则检测条件：辐照度700W/m2；修正方法：线性等比例修正，仅对电流进行修正，不对电压进行修正（认为700W/m2以上辐照度的变化对光伏电池工作电压无影响）。因此，辐照度对功率也可以采用线性修正。注： 本标准中辐照度修正是指光伏方阵面辐照度的修正，有特殊声明的除外。5.5 温度修正规则检测条件：无温度范围限制；修正方法：在辐照度高于700W/m2时，以电池结

15、温对电流、电压和功率进行修正。5.6 电流、电压和功率的修正计算公式电压的修正计算见公式（1）。(1)式中：修正电压，单位为伏（V）；实测电压，单位为伏（V）；光伏组件电压温度系数，单位为每摄氏度（1/）；电池结温，单位为摄氏度（）。电流的修正计算见公式（2）。(2)式中：修正电流，单位为安培（A）；实测电流，单位为安培（A）；测试光伏方阵面辐照度，单位为千瓦每平米（kW/m2）；光伏组件电流温度系数，单位为每摄氏度（1/）；电池结温，单位为摄氏度（）。功率的修正计算见公式（3）。(3)式中：修正功率，单位为瓦（W）；实测功率，单位为瓦（W）；测试光伏方阵面辐照度，单位为千瓦每平米（kW/m2

16、）；光伏组件功率温度系数，单位为每摄氏度（1/）；电池结温，单位为摄氏度（）。6 光伏电站性能测试6.1 热斑检查检测方法：对抽样单元的全部光伏组件进行红外扫描，检测时光伏方阵应处于正常工作状态，且方阵面的辐照度应高于600W/m2，以确保有足够的电流使有问题的部位产生高温。红外扫描应重点发现电池热斑、有问题的旁路二极管、接线盒、连接器等。注意一旦发现温度异常应从组件的正反两面扫描以正确判断引起高温的原因，同时保留影像，并记录有问题组件的位置。在扫描光伏组件正面时，应注意检测人员不要对扫描组件造成遮挡。对于有严重问题的组件，应检测电性能，以便与正常组件进行比较，热斑组件的功率衰降率计算见公式（

17、4）。(4)式中：组件热斑功率衰降率；无热斑组件修整功率，单位为瓦（W）；热斑组件修正功率，单位为瓦（W）；判定条件：以检测结果为准，分析热斑原因。检测结果：应附热斑组件和对比计算用的无热斑组件的红外成像照片。6.2 光伏系统污渍和灰尘遮挡损失检测方法：在抽样组串中找出具有代表性的积灰组串，清洗前后分别检测一次I-V曲线，记录对应光强和组件温度；分别修正到标准测试条件。同时记录清洗周期以及上一次的清洗时间。应附清洗前和清洗后被测组串照片。计算见公式（5）。(5)式中：组串灰尘损失；组串清洁后修正功率值，单位为瓦（W）；组串清洁前修正功率值，单位为瓦（W）；判定条件：不应超过5%。检测数据记录在

18、附录D.1内。6.3 光伏组件功率衰降检测方法：待测试方阵面辐照度超过700W/m2 时，检测选定且清洗干净的组串中每一块组件I-V 曲线，同时记录光强和组件温度，修正到标准测试条件，同标称功率比较，得到光伏组件功率衰降率。判定条件：多晶硅组件1年内衰降率不超过2.5%，2年内衰降率不超过3.2%；单晶硅组件1年内衰降不应超过3.0%，2年内衰降不应超过4.2%。检测数据记录在附录D.2内。6.4 光伏系统串并联失配损失6.4.1 组串内光伏组件的失配损失检测方法：断开选定组串，对选定组串中每一块组件检测I-V 曲线，记录辐照度和组件电池结温；再检测整个组串的I-V 曲线，记录辐照度和组件电池

19、结温；分别修正到STC条件。计算公式：(6)式中：光伏组件的失配损失；组件修正功率，单位为W；组串修正功率值，单位为W；判定条件：组件串联失配损失最高不应超过1%。检测数据记录在附录D.3内。6.4.2 多个组串并联的失配损失检测方法：断开选定汇流箱，对选定汇流箱中每一个组串检测I-V 曲线，记录辐照度和组件电池结温；接通汇流箱，使其处于工作状态，记录工作电压和工作电流（如I-V 测试仪允许，最好检测选定汇流箱的I-V 曲线），同时记录辐照度和组件电池结温；分别修正到STC条件。计算公式：(7)式中：光伏组串的并联失配损失；组串修正功率值，单位为W；汇流箱修正功率值，单位为W；判定条件：组串并

20、联失配损失最高不应超过2%。检测数据记录在附录D.4内。6.4.3 多个汇流箱并联的失配损失检测方法：断开逆变器的输入开关，对选定逆变器中每一个汇流箱检测I-V 曲线，记录辐照度和组件电池温度；接通逆变器输入开关，使所有汇流箱处于正常工作状态，记录工作电压和工作电流，同时记录辐照度和组件电池结温；分别修正到STC条件。计算公式：(8)式中：光伏汇流箱的失配损失；汇流箱修正功率值，单位为W；逆变器光伏输入修正功率值，单位为W；判定条件：汇流箱并联失配损失最高不应超过2%。检测数据记录在附录D.5内。6.5 光伏组件的隐裂检查抽样原则：根据前面的测试，对红外扫描和I-V测试发现的有严重热斑或功率衰

21、降严重的组件进行电致发光测试。检测方法：采用电致发光测试仪对问题组件进行测试。检测时记录隐裂、黑片、断栅、裂片、虚焊等问题并保留影像，标记问题位置，以便分析问题。6.6 直流线损6.6.1 光伏组串到汇流箱的直流线损抽样：从一台汇流箱所对应的组串中抽取近、中、远三个组串进行检测。检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）组串出口直流电压和汇流箱入口直流电压，同时测量该组串在汇流箱入口的直流电流，并记录辐照度和组件电池温度。取近、中、远直流线损的算术平均值作为平均直流线损。计算公式：(9)式中：组串直流线损；光伏组串标准测试条件下工作电流，单位为A；组串出口直流电压，单位为V；汇流箱入

22、口直流电压，单位为V；组串在汇流箱入口的直流电流，单位为A；光伏组串标准测试条件下工作电压，单位为V；判定条件：平均直流线损不应超过1.5%。检测数据记录在附录D.6内。6.6.2 汇流箱到逆变器的直流线损抽样：从一台逆变器所对应的汇流箱中抽取近、中、远三台汇流箱进行直流线损检测。检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）汇流箱出口直流电压和逆变器入口直流电压，同时测量该汇流箱到逆变器入口处的直流电流，并记录辐照度和组件电池结温。取近、中、远三个汇流箱直流线损的算术平均值作为平均直流线损。计算公式：(10)式中：汇流箱到逆变器的直流线损；汇流箱标准测试条件下工作电流，单位为A；汇流箱

23、出口直流电压，单位为V；逆变器入口直流电压，单位为V；逆变器入口直流电流，单位为A；汇流箱标准测试条件下工作电压，单位为V；判定条件：平均直流线损不应超过1.5%。检测数据记录在附录D.7内。6.7 交流线损交流线损主要分布在逆变器到变压器和变压器到并网点之间。检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也可以分别检测）逆变器（变压器）出口三相电压、电流和变压器（并网点）入口三相电压、电流，并记录辐照度和组件电池结温。取近、中、远三组交流线损的算术平均值作为平均交流线损。判定条件：分段交流线损均不超过1.5%。逆变器到变压器交流线损检测数据记录在附录D.8内。变压器到并网点交流线损检测数据记录在附录D

24、.9内。6.8 逆变器效率若现场有光伏电站监测的历史数据，可以从收集到的逆变器输入/输出数据中分析计算逆变器的加权效率，方法如下：a) 找出一年春夏秋冬四季中4个典型日的逆变器全天输入/输出数据，将检测数据记录在附录D.7内。b) 根据附录D.7表中的数据，绘制逆变器4个典型日的全功率范围效率曲线，并计算4个典型日逆变器的加权效率：(11)逆变器的加权效率应不低于96%。若没有光伏电站的历史监测数据，可以现场测试逆变器的加权效率，方法如下：从早到晚利用逆变器显示参数，在不同负载率时读取逆变器的输入/输出功率，读数时同时测试太阳辐照度、环境温度和组件电池结温。将检测数据记录在附录D.10内。逆变

25、器的加权效率应不低于96%。6.9 电能质量测试检测方式：按照国家电网公司企业标准Q/GDW 1924-2013光伏发电站电能质量检测技术规程来执行，在电站与电网断开和连接两种情况下，测试电网并网点的电能质量： 判断标准：谐波含量：参照标准GB/T 14549电能质量公用电网谐波；电压偏差：参照标准GB/T 12325电能质量供电电压偏差；电压波动和闪变：参照标准GB/T 12326电能质量电压波动和闪变；三相电压不平衡：参照标准GB/T 15543电能质量三相电压不平衡；频率偏差：参照标准GB/T 15945电能质量电力系统频率偏差；直流分量：0.5%。测试时应注意区别电能质量参数的偏差是属

26、于电网原有偏差还是光伏电站系统并网之后产生的偏差，并将检测数据记录在附录D.11内。6.10 防孤岛性能检测光伏发电系统的防孤岛安全功能，需依据GB/T29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定进行测试。 6.11 光伏方阵绝缘性检测方法： 对于方阵边框接地的系统，测试方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。 对于方阵边框没有接地的系统，应分别进行方阵电缆与组件边框及大地的绝缘测试。 对于没有导电边框的光伏组件方阵（如：双玻组件、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： 用绝缘电阻测试仪测试，光伏方阵正负极短路时应使用专用短路器。判定条件：见表1表1 光伏方阵绝缘性判定

27、条件：光伏系统对地绝缘电阻的最小限值测试方法系统电压（V）测试电压（V）绝缘电阻最小限值（M）光伏方阵正负极短路对地光伏方阵电缆对地及组件边框1202500.56005001.0100010001.0检测数据记录在附录D.12内。6.12 接地连续性检测检测方法：利用接地电阻测试仪检测选定接地点的对地电阻或连接通路的连接电阻。需测试支架、汇流箱、组件、逆变器室的每个关键设备的接地连续性。判定条件：接触电阻不高于100 m，且保证其接地电阻不高于4。检测数据记录在附录D.13内。7 光伏电站系统性能比评估7.1 基于电站运行数据的光伏发电系统性能比评估7.1.1 光伏发电系统性能比计算公式：(1

28、2)式中：电站系统性能比，或光伏电站综合能量效率比；并网计费点的一周、一月或一年的总发电量,单位为kWh；光伏发电系统额定功率，单位为kW；光伏方阵面一周、一月或一年的总辐照能量，单位为kWh/ m2；标准测试条件辐照度，1000W/m2。注： 计算方法详见GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测、测量、数据交换和分析导则。7.1.2 光伏发电系统标准性能比不同气候区或不同季节由于环境温度不同而会影响到性能比，而温度差异造成的性能比不同并不属于电站质量问题。为了排除温度的影响，可以用标准性能比对光伏电站进行评估，标准性能比是将温度条件修正到标准测试条件的性能比。为了进行温度修正，引入温

29、度修正系数： (13)式中：第种组件的温度修正系数；第种光伏组件的功率温度系数；评估周期内电池的平均工作结温，单位为；如果光伏电站只有一种组件，则标准性能比的计算公式如下：(14)式中：光伏发电系统标准性能比。如果电站采用多种（k 种）光伏组件，则标准性能比的计算公式如下：(15)式中：第种光伏组件的装机容量占比。即将不同类型光伏组件装机容量占比作为该类组件额定功率的占比,计算出该类组件的标准额定功率，然后再进行温度修正。7.1.3 评估要求光伏系统性能比评估应按照如下要求进行评估：a) 测试组人员进行性能比评估时，应从电站收集到相应数据，除特殊情况，不进行现场测试获取此类数据。b) 测试组人

30、员进行标准性能比评估时，修正使用的温度值应为评估周期内的平均电池结温。c) 本部分评估结果记录在附录F中。7.2 基于现场检测数据的光伏电站系统加权性能比7.2.1 光伏发电系统加权性能比测试在不能获得被测光伏电站可信的年运行数据的情况下，可以通过现场检测，采用加权性能比来评估光伏电站的年发电能力。本规范中系统加权性能比采用在不同总水平辐照度(30020 W/m2,50020 W/m2,70020 W/m2,90020W/m2) 时的电站性能比测量值，分别代表光伏电站系统在200-400 W/m2，400-600W/m2，600-800 W/m2,800-1000 W/m2辐照度范围的性能比。

31、测量时分别读出系统并网计费点的实际输出功率并计算得到整个光伏电站系统在相应辐照度下的性能比，然后根据电站当地历史辐照度分布情况进行加权平均得到整个系统加权性能比,计算方法见式（16）。(16)式中：加权性能比；在总水平辐照度范围30020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数；在总水平辐照度范围50020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数；在总水平辐照度范围70020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数；在总水平辐照度范围90020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数。效率权重系数需根据光伏电站所在地理位置的一年的辐照度分布时间获得，计算方法见式

32、（17）。(17)式中：效率权重系数；时，是一年中辐照度为200-400 W/m2强度段的累计辐照能量，单位为kWh；时，是一年中辐照度为400-600 W/m2强度段的累计辐照能量，单位为kWh；时，是一年中辐照度为600-800 W/m2强度段的累计辐照能量，单位为kWh；时，是一年中辐照度为800-1000 W/m2强度段的累计辐照能量，单位为kWh；在(30020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(50020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(70020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(9002

33、0)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(30020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(50020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(70020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(90020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(30020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W；在(50020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W；在(70020)W/总水

34、平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W；在(90020)W/总水平辐照强度范围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W。光伏系统理论输出功率计算方法见式（18）。(18)式中：测得的方阵面辐照强度，单位为W/；标准测试条件下的辐照度1000 W/；/W，为光强修正系数；表示组件的功率温度系数，单位为1/；是组件的电池结温，单位为；表示光伏电站系统的标称功率，单位为W。注： 式（18）中，为光强校正项，采用的是工程上精确计算常用的非线性校正法；为温度校正项。7.2.2 测试要求光伏系统加权性能比应按照如下要求进行测试：a) 测试由经过授权的专业人员进行，做好安全防

35、护，遵守相关种作业规范；b)对只有一种光伏组件的电站系统，至少选择三个以上温度测试点，测量组件背板温度，计算电池结温，以测试结果的平均值作为该时间点的电池结温；对有多种光伏组件的电站系统，每种光伏组件最少检测一个背板温度，计算电池结温平均值。c) 检测方阵面辐照度的同时应测试水平面辐照度，以便与历史气象数据结合使用。d) 测试时需选择少云或无云的天气，以避免云层遮挡导致阵列发电效率不均匀产生误差。e）测试设备均需经过第三方权威机构校准，测量取值过程内时间记录需精确到秒，辐照度计最大允许误差20W/m2，组件温度测量传感器最大允许误差2C，关口计量表的准确度等级为0.2S。7.2.3 测试方法光

36、伏系统加权性能比应按照如下步骤进行测试：a) 将辐照度测试装置、组件温度测试装置按测试要求安装到位。b) 根据电站所在地气象数据，确定记录总辐照度值的选择及权重值。c) 同步测量所需总辐照度值下的环境温度，组件表面的辐照度值，并网点处的输出功率值,将测试结果记录至附录E表E.1中。优先选择可连续监控记录以上参数的测试设备，从连续测试数据中选取所需辐照度下的数据，以保证数据的同步性。d) 整理测试结果并汇总至附录E表E.2中，根据式（16）计算系统发电效率。注： 若现场能收集到光伏电站一年的气象监测数据，权重系数可以根据收集到的气象监测数据进行分析计算。若现场收集不到，可以借鉴本地或相近地区气象

37、监测数据进行权重系数的计算。8 检测评估报告 光伏电站的检测评估报告至少应包括如下内容： 1) 光伏电站基本信息； 2) 光伏电站检测结果汇总； 3) 测试说明：依据标准，测试设备，抽样原则，测试条件和数据修正原则； 4) 光伏电站总体性能评估：性能比、标准性能比或 加权性能比； 5) 光伏电站性能测试（12项）。 AA附录A （规范性附录）光伏电站性能测试与整体性能评估主流程BB附录B （规范性附录）光伏电站基本信息记录表电站名称基本信息电站地点经纬度组件规格供应商名称汇流箱规格供应商名称逆变器规格供应商名称电站建设开始时间电站建成时间运行模式电站清洗频率晚上是否停止变压器电站采暖方式测试时

38、空调是否投运CC附录C （规范性附录）光伏电站气象环境系统数据记录表气象监测塔编号日期时间水平面总辐照度（W/m2)方阵面总辐照度(W/m2)气温(C)组件温度(C)电池结温(C)风速（m/s）风向0:00:000:05:000:10:000:15:000:20:000:25:000:30:000:35:000:40:000:45:000:50:000:55:001:00:001:05:001:10:001:15:001:20:001:25:001:30:001:35:001:40:00D附录D （规范性附录）光伏电站性能测试记录表表D.1 组串灰尘损失测试记录表测试项目组串灰尘损失测试组串I

39、-V修正到STC 条件（清洁前）测试组串位置标称功率（W）辐照度（W/m2）组件背板温度（）电池结温度（）测试功率（W）修正功率（W）组串I-V修正到STC 条件（清洁后）测试组串位置标称功率（W）辐照度（W/m2）组件背板温度（）电池结温度（）测试功率（W）修正功率（W）组串灰尘损失计算值测试组串位置组串清洁后修正功率值（W）组串清洁前修正功率值（W）组件标称功率值（W）组串灰尘当前损失计算值组串灰尘当前损失=（组串清洁后测试的修正功率值-组串清洁前测试的修正功率值）/组串清洁后测试的修正功率值100%清洗周期上次清洗时间表D.2 光伏组件 I-V 测试记录表测试项目光伏组件 I-V 测试被

40、测组件位置组件编号标称功率（W）Voc（V）Isc（A）Vpm（V）Ipm（A）Pmax（W）辐照度背板温度/电池结温()修正功率(W)功率衰降（%）123456平均功率衰降率（%）表D.3 光伏组件串联的失配损失组串编号修正功率辐照度电池结温组件编号修正功率辐照度电池结温光伏组件串联的失配损失：表D.4 组串并联的失配损失汇流箱编号修正功率辐照度电池结温组串编号修正功率辐照度电池结温组串并联的失配损失：表D.5 汇流箱并联的失配损失逆变器编号修正功率辐照度电池结温汇流箱编号修正功率辐照度电池结温汇流箱并联的失配损失：表D.6 光伏组串到汇流箱的直流线损汇流箱位置：测试和修正项光伏组串1（近）

41、光伏组串2（中）光伏组串3（远）组串输出电压（V）汇流箱输入电压（V）电缆压降（V）工作电流（A）光强（W/m2)组件温度（C）电池结温（C）电缆电阻（）STC 电流（A）STC 电压降（V）STC 工作电压（V）STC 电缆线损（%）平均STC 线损（%）表D.7 汇流箱到逆变器的直流线损汇流箱位置：测试和修正项汇流箱1（近）汇流箱2（中）汇流箱3（远）汇流箱输出电压（V）逆变器输入电压（V）电缆压降（V）工作电流（A）光强（W/m2)组件温度（C）电池结温（C）电缆电阻（）STC 电流（A）STC 电压降（V）STC 工作电压（V）STC 电缆线损（%）平均STC 线损（%）表D.8 逆变

42、器到变压器交流线损逆变器和变压器位置：测试项目测试结果逆变器A 相输出电压（V）逆变器B 相输出电压（V）逆变器C 相输出电压（V）逆变器A 相电流（A）逆变器B 相电流（A）逆变器C 相电流（A）变压器A 相输入电压（V）变压器B 相输入电压（V）变压器C 相输入电压（V）A 相电压降（V）B 相电压降（V）C 相电压降（V）A 相线损（%）B 相线损（%）C 相线损（%）平均逆变器到变压器交流线损（%）表D.9 变压器到并网点交流线损变压器和并网点位置：测试项目测试结果变压器A 相输出电压（V）变压器B 相输出电压（V）变压器C 相输出电压（V）A 相电流（A）B 相电流（A）C 相电流（

43、A）并网点A 相输入电压（V）并网点B 相输入电压（V）并网点C 相输入电压（V）A 相电压降（V）B 相电压降（V）C 相电压降（V）A 相线损（%）B 相线损（%）C 相线损（%）平均变压器到并网点交流线损（%）表D.10 逆变器效率逆变器编号日期时间输入电压（V）输入电流（A）输入功率（W）输出有功（W）逆变器温度（C）负载率（%）逆变器效率（%）0:00:000:05:000:10:000:15:000:20:000:25:000:30:000:35:000:40:000:45:000:50:0023:55:00表D.11 逆变器效率逆变器位置日期时间负载率（%）输入电压（V）输入电流

44、（A）输入功率（W）输出有功（W）逆变器温度（C）逆变器效率（%）51020305075100逆变器加权效率china = 0.025% + 0.0310% + 0.0620% + 0.1230% + 0.2550% +0.3775%+0.15100%表D.12 公共连接点电网的电能质量公共连接点电网的电能质量测试参数测试结果判定标准光伏系统并网前光伏系统并网稳定后A 相电压偏差（%）（或单相电压）B 相电压偏差（%）C 相电压偏差（%）平均电压偏差（%） 20kV时： 7% ； 35kV时： 10%；单相220V：+7%，-10%A 相频率偏差（Hz）（或单相频率）B 相频率偏差（Hz）C

45、相频率偏差（Hz）平均频率偏差（Hz）0.5 HzA 相电流总谐波（%）（或单相谐波）B 相电流总谐波（%）C 相电流总谐波（%）平均电流总谐波（%）总谐波电流应小于额定逆变器输出的5%三相电压不平衡度（%）公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不超过4%。直流分量（%） 0.5%是否存在电压波动与闪变事件A 相功率因数（或单相功率因数）B 相功率因数C 相功率因数平均功率因数 0.95表D.13 光伏方阵绝缘性测试条件测试极性测试电压（V）组串1（M）组串2（M）组串3（M）边框未接地）电缆对地电缆对边框光伏组件边框接地正负极短路对地表D.14 接地连续性检测测试项目保护装置和等电位

46、体联接测试测试区域基准点测试点电阻（）X 区阵列X汇流箱X 区逆变器室X 号汇流箱支架组件接地电阻测试结论阵列接地点之间最大电阻值阵列接地点与汇流箱接地点之间最大电阻值阵列与逆变器室各接地端之间最大电阻值汇流箱接地点接地电阻DE附录E （规范性附录）光伏电站系统性能比评估数据记录表表E.1 实时数据测试记录表格系统名称系统类型测试人员系统容量测试日期测试时间水平面辐照度（W/m2）方阵面辐照度（W/m2）组件背板温度 ()输出功率 (KW）表E.2 测试汇总计算表格系统名称测试人员测试日期实测功率理论修正功率序号总体辐照（W/m2）电池温度 ()Pop（KW）Psp（KW）实际系统效率1300

47、250037004900EF附录F （规范性附录）检测结果记录表汇总表编号 测试项目 分项和说明 检测结果 合格判定标准 结论1光伏组串污渍和灰尘损失 5% 2光伏组件平均功率衰减 单晶硅1年 3.0%多晶硅 1年 2.5% 薄膜组件 5.0% 3光伏系统串并联失配损失组件-组串 1%组串-汇流箱 2%汇流箱-逆变器 2%6光伏系统直流线损组串近、中、远平均 1.5%汇流箱近、中、远平均 1.5%7交流平均线损 逆变器-变压器 1.5% 变压器-并网点 1.5%8热斑组件功率损失 选定热斑严重组件 以检测结果为准，分析热斑原因9隐裂组件功率损失选定隐裂严重组件 以检测结果为准，分析隐裂原因10逆变器加权效率 96% 11并网点电能质量 平均电压偏差 20kV时： 7% ； 35kV时： 10%；单相220V：+7%，-10%平均频率偏差 0.5 Hz总谐波电流畸变逆变器额定输出时，总谐波电流畸变应小于 5% 三相不平衡度公共连接点的负序电压不平衡度应不超过 2%，短时不超过 4%直流分量 0.5 % 平均功率因数 0.95 12光伏方阵绝缘阻值测试 正极对地 1M 负极对地 1M 正负极短路对地 1M 13接地连续性测试阵列之间最大电阻 100m 阵列与汇流箱之间最大电阻 100m 汇流箱与接地点接地电阻 4 14光伏电站系统整体评估性能比标准性能比加权性能比_