DB41T 1277-2016 并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)性能測試技術(shù)規(guī)范

DB41河南省質(zhì)量技術(shù)監(jiān)督局發(fā)布I本標(biāo)準(zhǔn)主要起草人：趙軍、程濤、劉江峰、黃成偉、是凡、耿曉菊、1并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)性能測試技術(shù)規(guī)范本標(biāo)準(zhǔn)適用于地面安裝的并網(wǎng)光伏電站、建筑結(jié)合的分布式并網(wǎng)光伏電站性能測凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）GB/T6495.3光伏器件第3部分：地面用光伏器件的測量原理GB/T17949.1接地系統(tǒng)的土壤電阻率、接地阻抗和地面電位測量導(dǎo)則第1部分：常規(guī)測量GB/T19964光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)GB/T20513光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測、測量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則GB/T29196獨立光伏系統(tǒng)技術(shù)GB/T29319光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)GB/T50797光伏發(fā)電站設(shè)計NB/T32012光伏發(fā)電站太陽能資源實時監(jiān)測技術(shù)規(guī)范CNCA/CTS0004并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收基IEC62446并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)2光伏組件標(biāo)準(zhǔn)測試條件下標(biāo)稱功率與評估時實測修正到標(biāo)準(zhǔn)測試條件下功率之差與標(biāo)準(zhǔn)測試條件光伏組串中所有組件最大功率的代數(shù)和與光伏組串最大功率的差值與所有組件最大功率代數(shù)和之比值，單位為百分比（%）或并聯(lián)回路中所有光光伏等效利用小時數(shù)與峰值日照時數(shù)的比值，單位為百分比（%），性能比是評估光伏電站質(zhì)4文件資料收集和氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測量34.1文件資料收集——主要設(shè)備產(chǎn)品說明書：光伏組件，逆變器，匯流箱，變壓器等。4.2氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測量4.2.1太陽輻照度4.2.2環(huán)境溫度環(huán)境溫度測量應(yīng)避免陽光直射，且保持空氣流通。溫度計的技術(shù)參數(shù)應(yīng)符合NB/T32014.2.3光伏組件溫度和電池結(jié)溫取光伏組件的背板溫度+2℃作為電池結(jié)溫。光伏組件溫度測量傳感器的位置選擇應(yīng)按照GB/T18210的要求進行。對于不同類型的組件，每一種組件至少安裝一套組件溫度測量裝置。溫度計的技術(shù)參數(shù)應(yīng)符合NB/T32012的規(guī)定，試驗方法應(yīng)按照該條款5現(xiàn)場檢測和數(shù)據(jù)修正規(guī)則45.2檢測基本條件和修正規(guī)則對地絕緣性能檢測：按IEC62446接地連續(xù)性檢測：按IEC61140的5.3輻照度和結(jié)溫的修正規(guī)則5.3.1輻照度修正規(guī)則5.4電流、電壓和功率的修正計算公式Vx——修正電壓，單位為伏（VVc——實測電壓，單位為伏（V5β——光伏組件電壓溫度系數(shù)，單位為每攝氏度（1/℃);Tc——電池結(jié)溫，單位為攝氏度(℃)。Ix——修正電流，單位為安培（AIc——實測電流，單位為安培（AQc——測試光伏方陣面輻照度，單位為千瓦每平米（kW/m2α——光伏組件電流溫度系數(shù)，單位為每攝氏度（1/℃);Tc——電池結(jié)溫，單位為攝氏度(℃)?！拚β?，單位為瓦（WPc——實測功率，單位為瓦（WQc——測試光伏方陣面輻照度，單位為千瓦每平米（kW/m2δ——光伏組件功率溫度系數(shù)，單位為每攝氏度（1/℃);Tc——電池結(jié)溫，單位為攝氏度(℃)。錄有問題組件的位置。在掃描光伏組件正面時，應(yīng)注λrs=(Pwr-Pr)/Pwr×100%.............................(4)λrs——組件熱斑功率衰降率；Pwr——無熱斑組件修整功率，單位為瓦（W6在抽樣組串中找出具有代表性的積灰組串，清洗前后分別檢測一次I-V曲線，記錄對應(yīng)光強和組件λhs=(Pqh-Pqq)/Pqh×100%..............................(5)λhs——組串灰塵損失；Pqh——組串清潔后修正功率值，單位為瓦（W待測試方陣面輻照度超過700W/m2時，檢測選定且清洗干凈的組串中每一塊組件I-V曲線，同時記錄光強和組件溫度，修正到標(biāo)準(zhǔn)測試條件，同標(biāo)稱功率判定條件：多晶硅組件1年內(nèi)衰降率不超過2.5%，2年內(nèi)衰降率不超過3.2%；單晶硅組件1年內(nèi)衰降λzs——光伏組件的失配損失；——組件修正功率，單位為瓦（W），7λcs——光伏組串的并聯(lián)失配損失；Pzc——組串修正功率值，單位為瓦（Wλhs——光伏匯流箱的失配損失；Phl——匯流箱修正功率值，單位為瓦（W根據(jù)前面的測試，對紅外掃描和I-V測試發(fā)現(xiàn)的有嚴重?zé)岚呋蚬β仕ソ祰乐氐慕M件進行電致發(fā)光測λzs=(Istc×(Vzc-Vhr)/Izc)/Vstc×100%........................(9)λzs——組串直流線損；Istc——光伏組串標(biāo)準(zhǔn)測試條件下工作電流，單位為安（A8Vzc——組串出口直流電壓，單位為伏（VVhr——匯流箱入口直流電壓，單位為伏（VIzc——組串在匯流箱入口的直流電流，單位為安（AVstc——光伏組串標(biāo)準(zhǔn)測試條件下工作電壓λhzs=(Istc×(Vhc-Vnr)/Idc)/Vstc×100%......................(10)λhzs——匯流箱到逆變器的直流線損；Istc——匯流箱標(biāo)準(zhǔn)測試條件下工作電流，單位為安（AVhc——匯流箱出口直流電壓，單位為伏（VVnr——逆變器入口直流電壓，單位為伏（VIdc——逆變器入口直流電流，單位為安（A若現(xiàn)場有光伏電站監(jiān)測的歷史數(shù)據(jù)，可以從收集到的逆變器輸入/輸出數(shù)據(jù)中分析計算逆變器的加9從早到晚利用逆變器顯示參數(shù)，在不同負載率時讀取逆變器的輸入/輸出功率，讀數(shù)時同時測試太測試時應(yīng)注意區(qū)別電能質(zhì)量參數(shù)的偏差是屬于電網(wǎng)原有偏差還是光伏電站系統(tǒng)并網(wǎng)之后產(chǎn)生的偏光伏發(fā)電系統(tǒng)的防孤島安全功能，按GB/T29319進——對于方陣邊框接地的系統(tǒng)，測試方陣正極與負極短路時對地的絕緣電阻?！獙τ诜疥囘吙驔]有接地的系統(tǒng)，應(yīng)分別進行方陣電纜與組件邊框及大地的絕緣測試。判定條件：接觸電阻不高于100mΩ,且保證其接地電阻不高于4Ω。7.1基于電站運行數(shù)據(jù)的光伏發(fā)電系統(tǒng)性PR=(E/P0)/(Hi/G)...............................(12)PR——電站系統(tǒng)性能比，或光伏電站綜合能E——并網(wǎng)計費點的一周、一月或一年的總發(fā)電量,單位為千瓦時（kPHi——光伏方陣面一周、一月或一年的總輻照能量，單位為千瓦每平方米（kW/m2條件修正到標(biāo)準(zhǔn)測試條件的性能比。為了進行溫度修正，引入溫度修Ci——第i種組件的溫度修正系數(shù)；δi——第i種光伏組件的功率溫度系數(shù)；Tcell——評估周期內(nèi)電池的平均工作結(jié)溫，單位為攝氏度(℃)。PRstc=(E/(C×P0))/(Hi/G)...........................(14)PRstc——光伏發(fā)電系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)性能比。qi——第i種光伏組件的裝機容量占比。即將不同類型光伏組件裝機容量占比作為該類組件額定功率的占比,計算出該a)測試組人員進行性能比評估時，應(yīng)從電站收集到相應(yīng)數(shù)據(jù)，除特殊情況，不進行現(xiàn)場測試獲取b)測試組人員進行標(biāo)準(zhǔn)性能比評估時，修正使用的溫度值7.2基于現(xiàn)場檢測數(shù)據(jù)的光伏電站系統(tǒng)加光伏電站的年發(fā)電能力。本規(guī)范中系統(tǒng)加權(quán)性能比采用在不同總水平輻照度(（300±20）W/m2,（500歷史輻照度分布情況進行加權(quán)平均得到整個系統(tǒng)加權(quán)性能比,計算方法ηs——加權(quán)性能比；δ1——在總水平輻照度范圍（300±20）W/㎡下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)運行效率的權(quán)重系數(shù)；δ2——在總水平輻照度范圍（500±20）W/㎡下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)運δ3——在總水平輻照度范圍（700±20）W/㎡下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)運行效率的δ4——在總水平輻照度范圍（900±20）W/㎡下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)運=Hi/Hi...................................δi——效率權(quán)重系數(shù)；）；i=2時，Hi是一年中輻照度為400-600W/m2強度段的累計輻照能量，單位為）；i=3時，Hi是一年中輻照度為600-800W/m）；i=4時，Hi是一年中輻照度為800-1000W/m2強度段的累計輻照能量，單位為千瓦時（kWhη1——在(300±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)的運行效率；η2——在(500±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)的運行效率；η3——在(700±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)的運行效率；η4——在(900±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)的運行效率；POP1——在(300±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)輸出功率，單位為POP2——在(500±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)輸出功率，單位為POP3——在(700±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)輸出功率，單位為POP4——在(900±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)輸出功率，單位為PSP1——在(300±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)理論輸出功）；PSP2——在(500±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)理論輸出功率，單）；PSP3——在(700±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)理論輸出功率，單）；PSP4——在(900±20)W/㎡總水平輻照強度范圍下某個具體測試點的光伏系統(tǒng)理論輸出功率，單Irr——測得的方陣面輻照強度，單位為瓦每平米（W/㎡Istc——標(biāo)準(zhǔn)測試條件下的輻照度1000W/㎡；Tpv是組件的電池結(jié)溫，單位為攝氏度(℃);b)對只有一種光伏組件的電站系統(tǒng)，至少選擇三個以上溫度測試點，測量組件背板溫度，計算電池結(jié)溫，以測試結(jié)果的平均值作為該時間點的電池結(jié)溫；對有多種光伏組件的電站系統(tǒng)，每種c)檢測方陣面輻照度的同時應(yīng)測試水平面輻照度，以便與歷史氣d)測試時需選擇少云或無云的天氣，以避免云層遮擋導(dǎo)致陣列發(fā)電效率不e）測試設(shè)備均需經(jīng)過第三方權(quán)威機構(gòu)校準(zhǔn)，測量取值過程內(nèi)時間記錄需精確到秒，輻照度計最大a)將輻照度測試裝置、組件溫度測試裝置按測試要求b)根據(jù)電站所在地氣象數(shù)據(jù)，確定記錄總輻照度值的選擇及權(quán)重值。注：若現(xiàn)場能收集到光伏電站一年的氣象監(jiān)測數(shù)據(jù)，權(quán)重系數(shù)δ可以根據(jù)收集到的氣象監(jiān)測數(shù)據(jù)進行分析計算。若現(xiàn)場收集不到，可以借鑒本地或相近地區(qū)氣象監(jiān)測數(shù)據(jù)進行權(quán)重系數(shù)δ的計算。d)光伏電站總體性能評估：性能比、標(biāo)準(zhǔn)性氣象監(jiān)測水平面總方陣面總2)度(℃)值組串灰塵當(dāng)前損失=（組串清潔后測試的修正功率值-組串清潔前測試的修正功率值）/組串清潔度123456組件溫度(oC）電池結(jié)溫(oC）電纜電阻(Ω)組件溫度(oC）電池結(jié)溫(oC）電纜電阻(Ω)A相電壓降（V）………