DB41 T 1277-2016 并网光伏发电系统性能测试技术规范.pdf

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1、ICS 27.160 K 83 DB41 河南省 地方标准 DB41/T 1277 2016 并网光伏发电系统性能测试技术规范 2016 - 08 - 31 发布 2016 - 11 - 30 实施 河南省质量技术监督局 发布 DB41/T 12772016 I 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

2、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、 邓 隐北 。 本标准参与起草人：吉晓红、冀艳霞、邓小君、张莲敏、黄静、齐志伟、韩会丽、夏燕杰、黄强。 DB41/T 12772016 1 并网光伏发电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术语和定义、文件收集和气象环境数据测量、现场检测和数据修正规则、光伏电站性能测试。 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 性能测试 。 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

3、新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 2297 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 14549 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 晶体硅光伏 (PV)方阵 I-V 特性的现 场测量 GB/T 19964 光伏发电站接入

4、电力系统技术规定 GB/T 20513 光伏系统性能监测 、 测量、数据交换和分析导则 GB/T 29196 独立光伏系统技术规范 GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定 GB/T 50797 光伏发电站设计规范 NB/T 32012 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规范 CNCA/CTS0004 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 电击防护装置和设备的通用概念 IEC 61829 晶体硅光伏方阵 I-V特性现场测量 IEC 62446 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

5、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G i 表示，单位 为 千瓦 每 平方米（ kW/m2） 。 DB41/T 1277 2016 2 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 光伏组件

6、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（ %） 。 3.6 光伏失配损失 光伏组串中所有组件最大功率的代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（ %） 或 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（ %） 。 3.7 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（ %） 。 3.8 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

7、为百分比（ %） 。 3.9 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（ %） 。 3.10 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，指光伏发电站的输出汇总点。 3.11 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。 3.12 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。 3.13 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

8、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。 4 文件 资料 收集 和 气象环境 数据 测量 DB41/T 12772016 3 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： 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

9、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 气象环境数据 测量 4.2.1 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的规定 。 4.2.2 环境温度 环境温度测量应避免阳光直

10、射，且保持空气流通。温度计的技术参数应符合 NB/T 32012的规定。 4.2.3 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/T 18210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 500 W/m2 K 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。 4.2.4 风速 /风向测量 光伏电站应安装风速和风向监测装置

11、。风速传感器的技术参数应符合NB/T 32012 的规定 。 以上收集数据记录到 附录 A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 抽样规则 DB41/T 1277 2016 4 5.1.1 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。 5.1.2 对于有多种光伏组件和逆变器

12、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 700 W/m2， 修正到 标准测试 条件； 污渍遮挡损失 : 辐照度 700 W/m2， 修正 到标准测试条件 ； 光伏组件性能衰降： 辐照度 700 W/m2，修正到标准测试条件； 光伏

13、组件 /组串的串并联失配损失： 辐照度 700 W/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 700 W/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 700 W/m2， 修正到标准测试条件； 并网点 电能质量： 辐照度 700 W/m2； 防孤岛性能测试：接入配电网时，按 IEC 62446要求测试； 对地绝缘性能检测：按 IEC 62446要求检测； 接地连续性检测：按 IEC 61140的要求检测 。 5.3 辐照度 和结温的修正 规则 5.3.1 辐照度 修正 规

14、则 检测条件：辐照度 700 W/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 700 W/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。 5.3.2 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 700 W/m2时 ，以 电池 结温对电流、电压和功率进行修正。 5.4 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）。 251/ ccx TVV . (1) 式中： xV 修正电压，单位为伏（V ） ；

15、 cV 实测电压，单位为伏（ V） ； DB41/T 12772016 5 光伏组件电压温度系数， 单位 为每摄氏度（ 1/ ） ； cT 电池结温，单位为摄氏度（）。 电流的修正计算 见 公式 （ 2）。 251/1000 cccx TQII . (2) 式中： xI 修正电流，单位为安培（ A） ； cI 实测电流，单位为安培（ A） ； cQ 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/ ） ； cT 电池结温，单位为摄氏度（）。 功率的修正计算 见 公式 （ 3）。 251/1000 cccx TQPP (3) 式中： xP

16、修正功率，单位为 瓦（ W）； cP 实测功率，单位为瓦（ W） ； cQ 测试 光伏方阵面辐照度，单位为千瓦每平米（ kW/m2） ； 光伏组件功率温度系数，单位为每摄氏度（1/ ） ； cT 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 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 600 W/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

17、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（ 4） 。 %100/ wrrwrrs PPP . (4) 式中： rs 组件热斑功率衰降率； wrP 无热斑组件修整功率，单位为瓦（ W） ； rP 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。 DB41/T 1277 2016 6 6.2 光伏系统污渍和灰尘遮挡损失 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

18、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）。 %100/ qhqqqhhs PPP (5) 式中： hs 组串灰尘损失； qhP 组串清洁后修正功率值，单位为瓦（ W） ； qqP 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 附录 表 B.1中 。 6.3 光伏组件功率衰降 待测试方阵面辐照度超过 700 W/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

19、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 表 B.2中 。 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 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 电池结温 ；分别修正到 STC条件。 计算 见 公式 （ 6）。 %100/ zxzczxzs PPP . (6) 式 中： zs 光伏

20、组件的失配损失； zxP 组件修正功率，单位为瓦（ W） ； zcP 组串修正功率值，单位为瓦（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 表 B.3中 。 6.4.2 多个组串并联的失配损失 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 见 公式 （ 7）。 DB41/T 12772016 7 %100/ zchlzccs

21、PPP . (7) 式中： cs 光伏组串的并联失配损失； zcP 组串修正功率值，单位为瓦（W ） ； hlP 汇流箱修正功率值，单位为瓦（ W） 。 判定条件：组串并联失配损失最高不应超过2% 。 检测数据记录 在 附录 表 B.4中 。 6.4.3 多个汇流箱并联的失配损失 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。 计算见 公式 （ 8）。 %100/ hlnbhlhs PPP . (8) 式

22、中： hs 光伏汇流箱的失配损失； hlP 汇流箱修正功率值，单位为瓦（ W） ； nbP 逆变器光伏输入修正功率值，单位为瓦（ 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 表 B.5中 。 6.5 光伏组件的 隐裂检查 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 衰降 严重的组件进行电致发光测试。 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 从一台汇流箱所对应的组串中抽取近、

23、中、远三个组串进行检测。 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。 计算见 公式 （ 9）。 %100/ stczchrzcstczs VIVVI (9) 式中： zs 组串直流线损； stcI 光伏组串标准测试条件下工作电流，单位为安（ A） ； DB41/T 1277 2016 8 zcV 组串出口直流电压，单位为伏（ V） ； hrV 汇流箱入口直流电压，单位为伏（ V） ； zcI 组串在汇流箱入口的直流电流，单位为安

24、（ A） ； stcV 光伏组串标准测试 条件 下工作电压，单位为伏（ 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 表 B.6中 。 6.6.2 汇流箱到逆变器的直流线损 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。 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 见 公式 （ 10）。 %100/ stcdcnrhcstchzs VIVVI

25、 (10) 式中 ： hzs 汇流箱到逆变器的直流线损； stcI 汇流箱标准测试条件下工作电流，单位为安（ A） ； hcV 汇流箱出口直流电压，单位为伏（ V） ； nrV 逆变器入口直流电压，单位为伏（ V） ； dcI 逆变器入口直流电流，单位为安（ A） ； stcV 汇流箱标准测试条件下工作电压，单位为伏（ 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 表 B.7中 。 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。 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

26、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 表 B.8中 。 变压器到并网点交流线损检测数据记录在 附录 表 B.9中 。 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 B.7内。 b) 根据附录 B.7 表中的数据，绘制逆变器 4 个典型日的全功率范围效

27、率曲线，并计算 4 个典型日逆变器的加权 效率 。 DB41/T 12772016 9 逆变器加权效率计算见公式（ 11）。 %100%75%50%30%20%10%5 15.037.025.012.006.003.002.0 china (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 表 B.10中 。 逆变器的加权效率应 不低于96% 。 6.9 电能质量测试 在电站

28、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： 按 GB/T 14549的规定 ； 电压偏差： 按 GB/T 12325的规定 ； 电压波动和闪变： 按 GB/T 12326的规定； 三相电压不平衡： 按 GB/T 15543的规定； 频率偏差： 按 GB/T 15945的规定 ； 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 表 D.11中 。 6.10 防孤岛性能检测 光伏发电系统的防孤岛安全功能，按 GB/T 29319进行测试。 6.11 光伏方阵绝缘性 检测方

29、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条件 测试方法 光伏系统对地绝缘电阻的最小限值 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 120 250 0.5 600 500 1.0 1000 1000 1

30、.0 检测数据记录在附录表B.12中。 6.12 接地连续性检测 DB41/T 1277 2016 10 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 表 B.13中 。 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 见式（ 12）。 )/()/( i0 GHPEPR . (12) 式中： PR 电站系统 性能 比，或光伏电站综合能量效率比； E

31、 并网计费点的一周、一月或一年的总发电量 ,单位为千瓦时（ kWh） ； 0P 光伏发电系统额定功率，单位为千瓦（kW ） ； iH 光伏方阵面一周、一月或一年的总辐照能量，单位为千瓦每平方米（ kW/m2） ； G 标准测试条件辐照度， 1000 W/m2。 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，引入温度修正系数。 计算见式（ 13）。 )25(1 CTC cell

32、ii . (13) 式中： iC 第 i 种组件的温度修正系数； i 第 i 种 光伏组件的功率温度系数； celT 评估周期内电池的平均工作结温，单位为摄氏度（ ）。 如果光伏电站只有一种组件，则标准性能比的计算 见 式 （ 14）。 )/()/( i0stc GHPCEPR . (14) 式中： stcPR 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 见 式 （ 15）。 )/()/(i0stc GHPqCEPR ik i . (15) 式中： iq 第 i 种 光伏 组件的装机容量占比。 DB41/T 12772016 11 即将不同类型光伏组件装

33、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 C 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

34、规范中系统加权性能比采用在不同总水平辐照度 (（ 300 20） W/m2,（ 500 20） W/m2,（ 700 20） W/m2,（ 900 20） W/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， 400-600 W/m2， 600-800 W/m2,800-1000 W/m2辐照度范围 的 性能比。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） 。 444333222111443

35、32211sSPOPSPOPSPOPSPOP PPPPPPPP (16) 式中： s 加权性能比； 1 在总水平辐照 度范围（300 20） W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数 ； 2 在总水平 辐照 度范围（50020） W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数 ； 3 在总水平 辐照 度范围（700 20） W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数 ； 4 在总水平 辐照 度范围（90020） W/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 （ 17） 。 i ii

36、i HH /. (17) 式中： i 效率权重系数； 1i 时， iH 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 千瓦时（ kWh） ； 2i 时， iH 是 一 年中辐照度为400-600 W/m 2强度 段 的累计辐照能量 ， 单位为 千瓦时（ kWh） ； 3i 时， iH 是 一 年中辐照度为600-800 W/m 2强度 段 的累计辐照能量 ， 单位为 千瓦时（ kWh） ； 4i 时， iH 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 千瓦时（ kWh） ； 1 在 (300 20) W/总水平辐照

37、强度范围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率 ； 2 在 (500 20) 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 ； 3 在 (700 20) 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 ； 4 在 (900 20) 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 ； 1OPP 在 (300 20) 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 ， 单位为瓦（ W） ； DB41/T 1277 2016 12 2OPP 在 (500 20) 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 ， 单位为瓦（

38、W） ； 3OPP 在 (700 20) 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 ， 单位为瓦（ W） ； 4OPP 在 (900 20) 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 ， 单位为瓦（ W） ； 1SPP 在 (300 20) 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 瓦（ W） ； 2SPP 在 (500 20) 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 瓦（ W） ； 3SPP 在 (700 20) 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

39、 输出功率 ， 单位为 瓦（ W） ； 4SPP 在 (900 20) 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 瓦（ W） 。 光伏系统 理论 输出功率 计算方法见 式 （ 18）。 nompvstcrrstcrr PTIIbeLnIIP 251sp . (18) 式中： rrI 测得的方阵面辐照强度，单位为瓦每平米（ W/ ） ； stcI 标准测试 条件下的 辐照 度 1000 W/ ； 0005.0b /W，为光强修正系数 ； 表示组件的功率温度系数，单位为每摄氏度（ 1/ ） ； pvT 是组件的电池结温 ，单位为摄氏度（）； nomP 表示光

40、伏 电站 系统的标称功率，单位为 瓦（ W） 。 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

41、。 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 20 W/m2，组件温度测量传感器 最大允许 误差 2 C， 关口计量表的准确度等级为0.2 S。 7.2.3 测试方法 光伏系统 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。 DB41/T 12772016 13 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 D.1中 。优先选择可连续监控记录以上

42、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D.2 中， 按公 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监测数据进行权重系数 的计算。 8 检测评估报告 光伏电站检测流程见附录 E， 光伏电站的检测评估报告至少应包括如下内容： a）光伏电站基本信息 ，见附录 F； b) 光伏电站检测结果汇总 见附录 C； c) 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； d) 光伏电站总体

43、性能评估：性能比、标准性能比或加权性能比； e) 光伏电站性能测试（ 12项）。 DB41/T 1277 2016 14 A A 附 录 A （规范性附录） 光伏电站气象环境 系统数据记录表格式 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 0:00:00 0:05:00 0:10:00 0:15:00 0:20:00 0:25:00 0:30:00 0:35:00 0:40:00 0:45:00 0:50:00 0:55:00 1:00:00

44、 1:05:00 1:10:00 1:15:00 1:20:00 1:25:00 1:30:00 1:35:00 1:40:00 DB41/T 12772016 15 B B 附 录 B （规范性附录） 光伏电站性能测试记录表 格式 表 B.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-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 （

45、） 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 B.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

46、 (W) 功率衰降（ %） 1 2 3 4 5 6 平均功率衰降率（ %） DB41/T 1277 2016 16 表 B.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 B.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 B.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： DB41/T 12772016 17 表 B.6 光伏组串到汇流箱的

47、直流线损 汇流箱位置： 测试和修正项 光伏组串 1（近） 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 B.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（ %） DB41/T 1277 2016 18 表 B.8 逆变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