戶用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng) 第6部分：發(fā)電性能評估方法

ICS27.160Residentialgrid-connectedphotovoltaic(Part6:Performanceev2019-2-14發(fā)布中國光伏行業(yè)協(xié)會發(fā)布T/CPIA0011《戶用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)》分為如下部分：——第1部分：現(xiàn)場勘察與安裝場地評估；——第2-1部分：設計規(guī)范一般要求；——第2-2部分：設計規(guī)范方陣設計；——第2-3部分：設計規(guī)范結構設計；——第2-4部分：設計規(guī)范電氣安全設計；——第2-5部分：設計規(guī)范系統(tǒng)接入設計；——第3部分：安裝與調試規(guī)范；——第4部分：驗收規(guī)范；——第5部分：運行和維護規(guī)范；——第6部分：發(fā)電性能評估方法。本部分為T/CPIA0011的第6部分。本部分根據(jù)GB/T1.1-2009給出的規(guī)則起草。請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構不承擔識別這些專利的責任。本部分由中國光伏行業(yè)協(xié)會標準化技術委員會歸口。本部分起草單位：江蘇愛康綠色家園科技有限公司、中國建材檢驗認證集團股份有限公司、中國電子技術標準化研究院、漢能薄膜發(fā)電應用集團有限公司、北京鑒衡認證中心、廣州三晶電氣股份有限公司。本部分主要起草人：陳大英、王立闖、王趕強、趙鳳閣、唐小潔、陳文華、劉睿、嚴國慶。戶用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)第6部分：發(fā)電性能評估方法T/CPIA0011的本部分規(guī)定了戶用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電性能評估方法。本標準適用于以220V/380V電壓等級接入用戶側電網(wǎng)或公共電網(wǎng)的戶用光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)。220V電壓等級單點接入容量不宜超過8kW，380V電壓等級單點接入容量不宜超過400kW。本標準不適用于帶儲能光伏系統(tǒng)、聚光光伏系統(tǒng)、BIPV光伏系統(tǒng)和雙面組件光伏發(fā)電系統(tǒng)。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。QX/T89太陽能資源評估方法IEC61724-1：2017光伏系統(tǒng)性能第1部分：監(jiān)測(Photovoltaicsystemperformance–Part1:Monitoring)IEC61829光伏方陣I-V特性現(xiàn)場測量(Photovoltaic(PV)array—on-sitemeasurementofI-Vcharacteristics)3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1系統(tǒng)性能比performanceratioPR光伏等效利用小時數(shù)與峰值日照時數(shù)的比值，用百分比表示，是評估光伏電站質量的綜合性指標。測試和計算方法見附錄A。3.2標準性能比standardperformanceratioPRSTC將不同氣候區(qū)的性能比修正到標準結溫（25℃),排除了不同氣候區(qū)溫度差異的影響，用于比較不同氣候區(qū)光伏電站的質量。3.3功率比responsivityRS校準到標準條件下（輻照量1000W·m-2，電池結溫25℃)的光伏陣列逆變器交流輸出功率與光伏直流額定裝機功率的比值，用百分比表示，是評估光伏電站發(fā)電能力的指標。3.4等價發(fā)電時yields2T/CPIA0011.6—2019在測量周期t內光伏電站實際發(fā)電量與對應的光伏直流額定裝機功率的比值，單位是kWh·t-1·kW-13.5算術平均數(shù)average表示一組數(shù)據(jù)集中趨勢的量數(shù)，是指在一組數(shù)據(jù)中所有數(shù)據(jù)之和再除以這組數(shù)據(jù)的個數(shù)。3.6等價發(fā)電時偏差率yieldsdeviation單個電站等價發(fā)電時與所在區(qū)域的樣本電站等價發(fā)電時算術平均值的偏差比例，以百分數(shù)表示?？捎脕碓u估戶用光伏并網(wǎng)電站發(fā)電量是否異常。3.7單位裝機交流輸出功率alternatingcurrent（AC）outputpowerperkilowatt指在某一時刻通過逆變器上傳的光伏電站交流輸出功率與直流初始額定功率的比值，單位是p-1。3.8交流輸出功率偏差率alternatingcurrent（AC）outputpowerdeviation在同一時刻，單個電站單位裝機交流輸出功率與樣本電站單位裝機交流輸出功率算術平均值的偏差比例，以百分數(shù)表示。可用來評估戶用光伏并網(wǎng)電站發(fā)電量是否異常。4發(fā)電性能評估方法4.1概述對戶用光伏并網(wǎng)電站發(fā)電性能的評估，第三方等專業(yè)測試機構宜采用4.2或4.3所示方法，電站投資、運維等相關方宜采用4.4或4.5所示方法。4.2系統(tǒng)性能比(PR)測量方法4.2.1系統(tǒng)性能比測試按照附錄A進行。4.2.2測試應在天氣晴朗時進行，測試時間應不少于3d。4.2.3當組件安裝傾角和方位角不一致時，應對所有不同安裝傾角和方位角的發(fā)電單元進行測試。4.3功率比測量方法功率比的測量方法按照附錄B進行。4.4等價發(fā)電時偏差率評估方法4.4.1宜對比滿足數(shù)量和質量要求的樣本電站的等價發(fā)電時來評估戶用光伏并網(wǎng)電站發(fā)電性能。4.4.2區(qū)域劃分宜參照QX/T89來確認各地光資源分布。統(tǒng)計數(shù)據(jù)宜以地市級行政區(qū)劃進行區(qū)域劃分，有條件的宜細分到縣級行政區(qū)劃。當區(qū)域內多年平均輻照資源相差超出±10%時，應重新細分區(qū)域。3T/CPIA0011.6—20194.4.3樣本電站數(shù)量宜不少于50戶。4.4.4應對區(qū)域內樣本電站進行初步分析，評估該區(qū)域樣本電站中造成發(fā)電性能不一致的影響因素及其影響程度，數(shù)據(jù)處理前宜從樣本電站中剔除因設計和安裝條件導致發(fā)電量被嚴重影響的電站。4.4.5選擇合適的統(tǒng)計周期（日、周、月、季度或年等），采集對應周期內符合要求的各個樣本電站等價發(fā)電時Ya,i，采用算術平均數(shù)方法計算出平均等價發(fā)電時Yavg，見公式（1），并計算單個電站等價發(fā)電時偏差率，見公式（2）。i/n式中：Ya,i——選定周期內第i個電站的等價發(fā)電時；Yavg——選定周期內樣本電站的平均等價發(fā)電時。4.4.6樣本電站等價發(fā)電時數(shù)據(jù)應隨運行時間增長和樣本電站數(shù)量增加而不斷得到累積，宜對所選區(qū)域樣本電站平均等價發(fā)電時及等效發(fā)電時偏差率的判定標準不斷驗證，并持續(xù)迭代更新。4.5交流輸出功率偏差率評估方法4.5.1本方法適用于實時監(jiān)控并評估電站發(fā)電性能，樣本電站及數(shù)據(jù)采集宜以縣級行政區(qū)劃來劃分區(qū)域。4.5.2樣本電站應通過有效通訊方式在同一時刻上傳逆變器實時交流發(fā)電數(shù)據(jù)。4.5.3對同一時刻采集到的樣本電站單位裝機交流輸出功率Pa,i用算術平均值方法計算其平均交流輸出功率Pavg，見公式（3），計算各個電站單位裝機交流輸出功率Pa,i與樣本電站平均值Pavg的偏差率，見公式（4）。宜繪制或由軟件系統(tǒng)顯示不同采樣時間電站單位裝機交流輸出功率與平均值的波動趨勢圖，參見圖1。i/n式中：Pa,i——第i個電站的單位裝機交流輸出功率；Pavg——同一時刻樣本電站的平均單位裝機交流輸出功率。4T/CPIA0011.6—2019單位：單位：kW/kWp單位：%圖1單位裝機交流輸出功率波動趨勢圖5發(fā)電性能評估數(shù)據(jù)采集要求對4.4和4.5兩種發(fā)電性能評估方法，數(shù)據(jù)的采集應滿足如下要求：a)應建立完善的戶用電站監(jiān)控平臺，建成電站應納入監(jiān)控平臺并正常上傳發(fā)電數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)應可通過互聯(lián)網(wǎng)實時訪問；b)戶用光伏電站逆變器宜采用GPRS通訊方式將直流輸入和交流輸出數(shù)據(jù)上傳網(wǎng)絡云端，在安裝地點具備條件時，可采用3G、4G、有線或無線等通訊方式；c)數(shù)據(jù)采集時間間隔不大于10min；d)數(shù)據(jù)采集應至少包括日發(fā)電量、交流輸出功率、直流輸入功率、直流輸入組串電壓和電流，交流輸出電壓和電流、故障報警信息等；e)通過互聯(lián)網(wǎng)查詢的逆變器發(fā)電量數(shù)據(jù)，與符合精度要求的計量電表間誤差應不超過±1%；f)當偏差率超過設定的標準時，監(jiān)控平臺宜推送報警信息。附錄A（規(guī)范性附錄）光伏系統(tǒng)性能比（PR）測試方法光伏系統(tǒng)性能比測試（PR性能測試）用于證明光伏系統(tǒng)的整體轉換效率能夠滿足系統(tǒng)設計轉換效率的要求。A.2測試條件測試從測試周期第一天的0:00點開始，到測試周期最后一天的24:00點結束，以便被測設備在早晨自動開始運行，輸出功率，然后在傍晚自動進入待機狀態(tài)。光伏系統(tǒng)無限電或斷電情況。光伏系統(tǒng)正常運行所需的所有設備均應當按照正常的自動模式或手動模式運行。在完成功能測試和正常調試程序后，應馬上進行測試，以便所有關鍵系統(tǒng)均能夠正常運行。A.3特殊情況A.3.1冰雪當冰雪覆蓋了光伏陣列的任何一部分時，此段時間不應計入性能測試周期。此時，性能測試周期應延長或者推遲，直至整個光伏陣列沒有被冰雪覆蓋及其它障礙物遮擋。A.3.2斷電、限電測試期間有斷電或限電情況發(fā)生時，該期間的測試數(shù)據(jù)不參與計算，但是需要在測試報告中注明。A.3.3不可抗力如果在測試周期內發(fā)生合同方無法控制的不可抗力所導致的發(fā)電量下降不應計入性能測試的計算結果。此時，性能測試周期應延長或者推遲，直至系統(tǒng)恢復正常運行，應在測試記錄中記錄不可抗力導致發(fā)電量下降的情況。不可抗力包括（但不限于）業(yè)主要求的臨時停電、電網(wǎng)臨時停電和電網(wǎng)異常導致的預期發(fā)電量下降。A.4測試儀器用于測量光伏陣列表面輻照度的儀器應全部安裝到位并且工作狀態(tài)良好。輻照、溫度等測量儀器及設備應經過校準，且滿足IEC61724-1：2017中等級B的要求，電能計量表宜采用符合當?shù)仉娋W(wǎng)公司要求的電表。根據(jù)IEC61829標準中所規(guī)定的位置進行溫度測量，并且應均勻布置于整個場地。將傳感器粘附在組件背面。A.5測試程序測試程序如下：a)準確統(tǒng)計光伏電站的組件標稱功率之和，記做P0(kW)；b)將輻照度測試設備安裝于光伏陣列傾斜面（如果是跟蹤支架系統(tǒng)，應安裝在跟蹤支架上，不要安裝在光伏組件上），測試光伏方陣傾斜面的輻照度；6T/CPIA0011.6—2019c)將溫度傳感器粘貼在組件背面中心位置電池中心，確保和背板中間無空隙，測試組件背板的溫d)設置設備的采樣間隔，應不大于1min,記錄方陣面的實時輻照、背板溫度以及累計輻照，累計同時記錄測試期間的電站上網(wǎng)電量Eout(kWh)。圖A1溫度傳感器布置的位置A.6系統(tǒng)性能比PR計算系統(tǒng)性能比計算公式見A.1：PR=Eout/(P0×Gmeas/GSTC)式中：Eout——光伏系統(tǒng)并網(wǎng)點處凈發(fā)電量；P0——在標準測試條件（STC）下光伏系統(tǒng)全部光伏組件額定容量；Gmeas——光伏組件傾斜面在測試期間接收的單位面積累積輻射量；GSTC——標準測試條件下輻照度。A.7標準性能比PRSTC計算不同氣候區(qū)或不同季節(jié)由于環(huán)境溫度不同而會影響到性能比，為了排除溫度的影響，可以用標準性能比PRSTC對光伏電站進行評估，標準性能比是將溫度條件修正到標準測試條件（25℃)的性能比。由于修正到25℃結溫會帶來較大的修正誤差，也可以修正到接近實測結溫的同一參考溫度。為了進行溫度修正，引入溫度修正系數(shù)C，計算公式見式A.2：C=1+Y-Tc,STC)式中：γ——光伏組件的最大功率溫度系數(shù)；Tc——評估周期內組件電池結溫和輻照的加權平均溫度，Tc計算公式見式A.3；Tc,STC——標準測試條件下電池結溫25℃。i式中：Gmeas,I——采集的第i個組件表面輻照數(shù)據(jù)，包含測試期間所有的數(shù)據(jù)；Tc,I——第i個組件電池結溫數(shù)據(jù)，包含測試期間所有的數(shù)據(jù)。Tc,i計算宜參考公式A.4：7T/CPIA0011.6—2019T=Tm+式中：Tm——背板溫度；Gmeas,I——測試的輻照度.dTcond按照表A.1選?。罕鞟.1dTcond取值參考表組件類型安裝方式dTcond/℃雙玻開放式3雙玻緊貼屋頂1單玻+電池+背板開放式3單玻+電池+背板緊貼屋頂0聚合物+薄膜+金屬開放式322倍聚光組件追蹤式標準性能比的計算見公式A.5：8T/CPIA0011.6—2019（規(guī)范性附錄）功率比（RS）測試方法光伏系統(tǒng)的功率比用于證明光伏系統(tǒng)的整體轉換效率能夠滿足系統(tǒng)設計的要求。B.2測試條件測試條件如下：a)光伏系統(tǒng)沒有限功率運行；b)方陣面輻照強度不小于700W.m-2，輻照度波動在±5W以內，組件背板溫度波動在±0.1℃以內；c)光伏方陣沒有被遮擋，且沒有積雪等特殊情況。B.3測試儀器用于測量光伏陣列表面輻照度的儀器應全部安裝到位并且工作狀態(tài)良好。輻照、溫度等測量儀器及設備應經過校準，且應滿足IEC61724-1：2017中等級B的要求。功率分析儀，含電壓、電流傳感器的整體測量準確度應在±3%以內。B.4