并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)性能測試技術(shù)規(guī)范DB41-T 1277-2016

ICS27.160

K83

DB41

河南省地方標準

DB41/T1277—2016

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

2016-08-31發(fā)布2016-11-30實施

河南省質(zhì)量技術(shù)監(jiān)督局發(fā)布

DB41/T1277—2016

前言

本本規(guī)范根據(jù)GB/T1.1-2009給出的規(guī)則起草。

本標準由河南省計量器具標準化技術(shù)委員會提出并歸口。

本標準起草單位：河南省計量科學研究院、信陽師范學院河南省建材設(shè)備節(jié)能與智能化控制工程研

究中心、河南科誠節(jié)能環(huán)保檢測技術(shù)有限公司、洛陽市輻射環(huán)境監(jiān)督管理站、河南職業(yè)技術(shù)學院、河南

省輻射安全技術(shù)中心、河南省建筑工程標準定額站。

本標準主要起草人：趙軍、程濤、劉江峰、黃成偉、是凡、耿曉菊、鄧隱北。

本標準參與起草人：吉曉紅、冀艷霞、鄧小君、張蓮敏、黃靜、齊志偉、韓會麗、夏燕杰、黃強。

I

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

1范圍

本標準規(guī)定了并網(wǎng)光伏電站性能測試的術(shù)語和定義、文件收集和氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測量、現(xiàn)場檢測和數(shù)

據(jù)修正規(guī)則、光伏電站性能測試。

本標準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)光伏電站性能測試。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應(yīng)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。

GB/T2297太陽光伏能源系統(tǒng)術(shù)語

GB/T6495.3光伏器件第3部分：地面用光伏器件的測量原理及標準

GB/T12325電能質(zhì)量供電電壓偏差

GB/T12326電能質(zhì)量電壓波動和閃變

GB/T14549電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波

GB/T15543電能質(zhì)量三相電壓不平衡

GB/T15945電能質(zhì)量電力系統(tǒng)頻率偏差

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則第1部分：常規(guī)測量

GB/T18210晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場測量

GB/T19964光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定

GB/T20513光伏系統(tǒng)性能監(jiān)測、測量、數(shù)據(jù)交換和分析導則

GB/T29196獨立光伏系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范

GB/T29319光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定

GB/T50797光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范

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)工程驗收基本要求

IECTC82光伏系統(tǒng)能量性能評估方法技術(shù)標準

IEC61140電擊防護裝置和設(shè)備的通用概念

IEC61829晶體硅光伏方陣I-V特性現(xiàn)場測量

IEC62446并網(wǎng)光伏系統(tǒng)系統(tǒng)文件、試運行測試和檢查的最低要求

3術(shù)語和定義

下列術(shù)語和定義適用于本文件。

3.1

水平面總輻照度

2

被測光伏方陣附近，水平面上的太陽輻照強度，用Gh表示，單位為千瓦每平方米（kW/m）。

3.2

光伏方陣面總輻照度

2

光伏方陣面上的太陽輻照強度，用Gi表示，單位為千瓦每平方米（kW/m）。

1

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3.3

環(huán)境溫度

光伏方陣附近的溫度，可通過避免輻照且空氣流通的防護罩測得，用Tamb表示，單位為攝氏度（oC）。

3.4

光伏組件溫度

光伏組件背板溫度

溫度傳感器貼在光伏組件背板上測量得到的組件背板溫度，用Tmod表示，單位為攝氏度（oC）。

3.5

光伏組件功率衰減率

光伏組件標準測試條件下標稱功率與評估時實測修正到標準測試條件下功率之差與標準測試條件

下標稱功率的比值，單位為百分比（%）。

3.6

光伏失配損失

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)回路中所有光伏組串的最大功率代數(shù)和與該并聯(lián)回路最大功率（或該

回路的實際工作功率）的差值與所有組串最大功率代數(shù)和之比值，單位為百分比（%）。

3.7

直流線損

一條直流線路的電壓降與該條直流線路的入口電壓的比值，單位為百分比（%）。

3.8

交流線損

一條交流線路的電壓降與該條交流線路的入口電壓的比值，單位為百分比（%）。

3.9

逆變器效率

任意時刻逆變器輸出功率與輸入功率的比值，單位為百分比（%）。

3.10

并網(wǎng)點

對于有升壓站的光伏電站，指升壓站高壓側(cè)母線或節(jié)點；對于無升壓站的光伏電站，指光伏發(fā)電站

的輸出匯總點。

3.11

光伏發(fā)電系統(tǒng)性能比

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)量的

綜合性指標。

3.12

光伏發(fā)電系統(tǒng)標準性能比

進行溫度和輻照度修正后，排除了由于使用地點環(huán)境溫度不同造成差異的光伏發(fā)電系統(tǒng)性能比，用

百分比表示，更準確反映了光伏電站的實際質(zhì)量。

3.13

光伏發(fā)電系統(tǒng)加權(quán)性能比

光伏發(fā)電系統(tǒng)在不同水平輻照度范圍下的性能比，結(jié)合電站當?shù)貧v史輻照度分布情況進行加權(quán)平均

得到的數(shù)值，用百分比表示。

4文件資料收集和氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測量

2

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4.1文件資料收集

在進行測試之前應(yīng)進行下列文件的收集：

——光伏電站基本資料；

——光伏電站電氣連接圖；

——光伏電站平面布置圖；

——光伏組串結(jié)構(gòu)和電參數(shù)；

——逆變器的主要技術(shù)參數(shù)：額定功率，最大功率點跟蹤（MPPT）電壓范圍，逆變器最高和加權(quán)效

率等；

——光伏方陣設(shè)計及組件排布圖；

——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。

——不同類型光伏組件技術(shù)參數(shù)：開路電壓，短路電流，額定工作電壓，額定工作電流；電流溫度

系數(shù)，電壓溫度系數(shù)，功率溫度系數(shù)；

——光伏方陣面一周、一月及一年的總輻照能量

——光伏組件一周、一月及一年的平均電池結(jié)溫

——并網(wǎng)計費點的一周、一月及一年的總發(fā)電量

注：若現(xiàn)場能收集到光伏電站監(jiān)測的歷史數(shù)據(jù)，則可以選擇一周、一月及一年的相關(guān)數(shù)據(jù)進行性能比和標準性能比

的計算。若收集不到歷史數(shù)據(jù)，則需要現(xiàn)場進行相關(guān)數(shù)據(jù)的測試，測試的天數(shù)可以由檢測人員根據(jù)實際情況確

定，但不少于3天。

4.2氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測量

4.2.1太陽輻照度

光伏電站系統(tǒng)應(yīng)具備水平面輻照度和方陣面輻照度的實時測量裝置，輻照度傳感器的技術(shù)參數(shù)應(yīng)符

合NB/T32012的規(guī)定。

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/T32012的規(guī)定。

4.2.3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/T

18210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)按照該條款的要求。

注1：溫度傳感器與組件之間具有良好的熱傳導，導熱系數(shù)應(yīng)達到500W/m2·K或更高；

注2：溫度傳感器的安裝不應(yīng)對前面電池片的溫度造成大的影響。

4.2.4風速/風向測量

光伏電站應(yīng)安裝風速和風向監(jiān)測裝置。風速傳感器的技術(shù)參數(shù)應(yīng)符合NB/T32012的規(guī)定。

以上收集數(shù)據(jù)記錄到附錄A光伏電站氣象環(huán)境監(jiān)測數(shù)據(jù)記錄表中。

5現(xiàn)場檢測和數(shù)據(jù)修正規(guī)則

5.1抽樣規(guī)則

3

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5.1.1對于只有單一品種光伏組件和逆變器的光伏電站，根據(jù)電站運行數(shù)據(jù)，以逆變器單機為一個單元，

按照好、中、差進行分檔，每檔抽取一個單元。連續(xù)檢測每一個單元所有光伏組串的發(fā)電量和基本電參

數(shù)，測試周期至少3天。將所有組串發(fā)電量從大到小排序，按照1：3：1的比例分為好、中、差三檔，從

各檔中隨機抽取2個組串，一共6個組串進行現(xiàn)場檢測。

5.1.2對于有多種光伏組件和逆變器的光伏電站，以逆變器單機為一個單元，對不同品種的光伏組件和

逆變器各抽取一個單元。連續(xù)檢測每一個單元所有光伏組串的發(fā)電量和基本電參數(shù)，測試周期至少3天。

將所有組串發(fā)電量從大到小排序，按照1：3：1的比例分為好、中、差三檔，從各檔中隨機抽取2個組串

進行現(xiàn)場檢測。

5.2檢測基本條件和修正規(guī)則

熱斑檢查：用紅外熱像儀檢測抽樣單元的全部組件，輻照度≥600W/m2；

嚴重熱斑功率損失：輻照度≥700W/m2，修正到標準測試條件；

污漬遮擋損失:輻照度≥700W/m2，修正到標準測試條件；

光伏組件性能衰降：輻照度≥700W/m2，修正到標準測試條件；

光伏組件/組串的串并聯(lián)失配損失：輻照度≥700W/m2，修正到標準測試條件；

隱裂檢查：用電致發(fā)光成像設(shè)備檢測有明顯問題的組件；

直流線損：輻照度≥700W/m2，修正到標準測試條件；

逆變器效率：全負載率效率曲線，按照加權(quán)效率給出結(jié)果；

交流線損：輻照度≥700W/m2，修正到標準測試條件；

并網(wǎng)點電能質(zhì)量：輻照度≥700W/m2；

防孤島性能測試：接入配電網(wǎng)時，按IEC62446要求測試；

對地絕緣性能檢測：按IEC62446要求檢測；

接地連續(xù)性檢測：按IEC61140的要求檢測。

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

檢測條件：輻照度≥700W/m2；

修正方法：線性等比例修正，僅對電流進行修正，不對電壓進行修正（認為700W/m2以上輻照度的

變化對光伏電池工作電壓無影響）。因此，輻照度對功率也可以采用線性修正。

注：本標準中輻照度修正是指光伏方陣面輻照度的修正，有特殊聲明的除外。

5.3.2溫度修正規(guī)則

檢測條件：無溫度范圍限制；

修正方法：在輻照度高于700W/m2時，以電池結(jié)溫對電流、電壓和功率進行修正。

5.4電流、電壓和功率的修正計算公式

電壓的修正計算見公式（1）。

VxVc/1Tc25...............................(1)

式中：

Vx——修正電壓，單位為伏（V）；

Vc——實測電壓，單位為伏（V）；

4

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——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（℃）。

電流的修正計算見公式（2）。

IxIc1000/Qc/1Tc25.......................(2)

式中：

I

x——修正電流，單位為安培（A）；

I

c——實測電流，單位為安培（A）；

Q2

c——測試光伏方陣面輻照度，單位為千瓦每平米（kW/m）；

——光伏組件電流溫度系數(shù)，單位為每攝氏度（1/℃）；

——電池結(jié)溫，單位為攝氏度（℃）。

功率的修正計算見公式（3）。

PP1000/Q/1T25

xccc........................(3)

式中：

P

x——修正功率，單位為瓦（W）；

P

c——實測功率，單位為瓦（W）；

——測試光伏方陣面輻照度，單位為千瓦每平米（kW/m2）；

——光伏組件功率溫度系數(shù)，單位為每攝氏度（1/℃）；

——電池結(jié)溫，單位為攝氏度（℃）。

6光伏電站性能測試

6.1熱斑檢查

對抽樣單元的全部光伏組件進行紅外掃描，檢測時光伏方陣應(yīng)處于正常工作狀態(tài)，且方陣面的輻照

度應(yīng)高于600W/m2，以確保有足夠的電流使有問題的部位產(chǎn)生高溫。紅外掃描應(yīng)重點發(fā)現(xiàn)電池熱斑、有

問題的旁路二極管、接線盒、連接器等。

注意一旦發(fā)現(xiàn)溫度異常應(yīng)從組件的正反兩面掃描以正確判斷引起高溫的原因，同時保留影像，并記

錄有問題組件的位置。在掃描光伏組件正面時，應(yīng)注意檢測人員不要對掃描組件造成遮擋。

對于有嚴重問題的組件，應(yīng)檢測電性能，以便與正常組件進行比較，熱斑組件的功率衰降率計算見

公式（4）。

rsPwrPr/Pwr100%.............................(4)

式中：

rs——組件熱斑功率衰降率；

P

wr——無熱斑組件修整功率，單位為瓦（W）；

P

r——熱斑組件修正功率，單位為瓦（W）。

判定條件：以檢測結(jié)果為準，分析熱斑原因。

檢測結(jié)果：應(yīng)附熱斑組件和對比計算用的無熱斑組件的紅外成像照片。

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6.2光伏系統(tǒng)污漬和灰塵遮擋損失

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

溫度；分別修正到標準測試條件。同時記錄清洗周期以及上一次的清洗時間。應(yīng)附清洗前和清洗后被測

組串照片。

計算見公式（5）。

hsPqhPqq/Pqh100%..............................(5)

式中：

hs——組串灰塵損失；

P

qh——組串清潔后修正功率值，單位為瓦（W）；

P

qq——組串清潔前修正功率值，單位為瓦（W）。

判定條件：不應(yīng)超過5%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.1中。

6.3光伏組件功率衰降

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，修正到標準測試條件，同標稱功率比較，得到光伏組件功率衰降率。

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

不應(yīng)超過3.0%，2年內(nèi)衰降不應(yīng)超過4.2%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.2中。

6.4光伏系統(tǒng)串并聯(lián)失配損失

6.4.1組串內(nèi)光伏組件的失配損失

斷開選定組串，對選定組串中每一塊組件檢測I-V曲線，記錄輻照度和組件電池結(jié)溫；再檢測整個

組串的I-V曲線，記錄輻照度和組件電池結(jié)溫；分別修正到STC條件。

計算見公式（6）。

PP/P100%.........................(6)

zszxzczx

式中：

zs——光伏組件的失配損失；

P

zx——組件修正功率，單位為瓦（W）；

P

zc——組串修正功率值，單位為瓦（W）。

判定條件：組件串聯(lián)失配損失最高不應(yīng)超過1%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.3中。

6.4.2多個組串并聯(lián)的失配損失

斷開選定匯流箱，對選定匯流箱中每一個組串檢測I-V曲線，記錄輻照度和組件電池結(jié)溫；接通匯

流箱，使其處于工作狀態(tài)，記錄工作電壓和工作電流（如I-V測試儀允許，最好檢測選定匯流箱的I-V曲

線），同時記錄輻照度和組件電池結(jié)溫；分別修正到STC條件。

計算見公式（7）。

6

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PP/P100%...........................(7)

cszchlzc

式中：

cs——光伏組串的并聯(lián)失配損失；

P

zc——組串修正功率值，單位為瓦（W）；

P

hl——匯流箱修正功率值，單位為瓦（W）。

判定條件：組串并聯(lián)失配損失最高不應(yīng)超過2%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.4中。

6.4.3多個匯流箱并聯(lián)的失配損失

斷開逆變器的輸入開關(guān)，對選定逆變器中每一個匯流箱檢測I-V曲線，記錄輻照度和組件電池溫度；

接通逆變器輸入開關(guān)，使所有匯流箱處于正常工作狀態(tài)，記錄工作電壓和工作電流，同時記錄輻照度和

組件電池結(jié)溫；分別修正到STC條件。

計算見公式（8）。

PP/P100%...........................(8)

hshlnbhl

式中：

hs——光伏匯流箱的失配損失；

——匯流箱修正功率值，單位為瓦（W）；

P

nb——逆變器光伏輸入修正功率值，單位為瓦（W）。

判定條件：匯流箱并聯(lián)失配損失最高不應(yīng)超過2%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.5中。

6.5光伏組件的隱裂檢查

根據(jù)前面的測試，對紅外掃描和I-V測試發(fā)現(xiàn)的有嚴重熱斑或功率衰降嚴重的組件進行電致發(fā)光測

試。

采用電致發(fā)光測試儀對問題組件進行測試。檢測時記錄隱裂、黑片、斷柵、裂片、虛焊等問題并保

留影像，標記問題位置，以便分析問題。

6.6直流線損

6.6.1光伏組串到匯流箱的直流線損

從一臺匯流箱所對應(yīng)的組串中抽取近、中、遠三個組串進行檢測。

同時檢測（光強較穩(wěn)定條件下也可以分別檢測）組串出口直流電壓和匯流箱入口直流電壓，同時測

量該組串在匯流箱入口的直流電流，并記錄輻照度和組件電池溫度。取近、中、遠直流線損的算術(shù)平均

值作為平均直流線損。

計算見公式（9）。

zsIstcVzcVhr/Izc/Vstc100%........................(9)

式中：

zs——組串直流線損；

I

stc——光伏組串標準測試條件下工作電流，單位為安（A）；

7

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V

zc——組串出口直流電壓，單位為伏（V）；

V

hr——匯流箱入口直流電壓，單位為伏（V）；

I

zc——組串在匯流箱入口的直流電流，單位為安（A）；

V

stc——光伏組串標準測試條件下工作電壓，單位為伏（V）。

判定條件：平均直流線損不應(yīng)超過1.5%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.6中。

6.6.2匯流箱到逆變器的直流線損

從一臺逆變器所對應(yīng)的匯流箱中抽取近、中、遠三臺匯流箱進行直流線損檢測。

同時檢測（光強較穩(wěn)定條件下也可以分別檢測）匯流箱出口直流電壓和逆變器入口直流電壓，同時

測量該匯流箱到逆變器入口處的直流電流，并記錄輻照度和組件電池結(jié)溫。取近、中、遠三個匯流箱直

流線損的算術(shù)平均值作為平均直流線損。

計算見公式（10）。

hzsIstcVhcVnr/Idc/Vstc100%......................(10)

式中：

hzs——匯流箱到逆變器的直流線損；

I

stc——匯流箱標準測試條件下工作電流，單位為安（A）；

V

hc——匯流箱出口直流電壓，單位為伏（V）；

V

nr——逆變器入口直流電壓，單位為伏（V）；

I

dc——逆變器入口直流電流，單位為安（A）；

——匯流箱標準測試條件下工作電壓，單位為伏（V）。

判定條件：平均直流線損不應(yīng)超過1.5%。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.7中。

6.7交流線損

交流線損主要分布在逆變器到變壓器和變壓器到并網(wǎng)點之間。

同時檢測（光強較穩(wěn)定條件下也可以分別檢測）逆變器（變壓器）出口三相電壓、電流和變壓器（并

網(wǎng)點）入口三相電壓、電流，并記錄輻照度和組件電池結(jié)溫。取近、中、遠三組交流線損的算術(shù)平均值

作為平均交流線損。

判定條件：分段交流線損均不超過1.5%。

逆變器到變壓器交流線損檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.8中。

變壓器到并網(wǎng)點交流線損檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.9中。

6.8逆變器效率

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

權(quán)效率，方法如下：

a)找出一年春夏秋冬四季中4個典型日的逆變器全天輸入/輸出數(shù)據(jù)，將檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄B.7

內(nèi)。

b)根據(jù)附錄B.7表中的數(shù)據(jù)，繪制逆變器4個典型日的全功率范圍效率曲線，并計算4個典型日

逆變器的加權(quán)效率。

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逆變器加權(quán)效率計算見公式（11）。

china0.025%0.0310%0.0620%0.1230%0.2550%0.3775%0.15100%…(11)

逆變器的加權(quán)效率應(yīng)不低于96%。

若沒有光伏電站的歷史監(jiān)測數(shù)據(jù)，可以現(xiàn)場測試逆變器的加權(quán)效率，方法如下：

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

陽輻照度、環(huán)境溫度和組件電池結(jié)溫。將檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.10中。

逆變器的加權(quán)效率應(yīng)不低于96%。

6.9電能質(zhì)量測試

在電站與電網(wǎng)斷開和連接兩種情況下，測試電網(wǎng)并網(wǎng)點的電能質(zhì)量。

判斷標準：

諧波含量：按GB/T14549的規(guī)定；

電壓偏差：按GB/T12325的規(guī)定；

電壓波動和閃變：按GB/T12326的規(guī)定；

三相電壓不平衡：按GB/T15543的規(guī)定；

頻率偏差：按GB/T15945的規(guī)定；

直流分量：≤0.5%。

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

差，并將檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表D.11中。

6.10防孤島性能檢測

光伏發(fā)電系統(tǒng)的防孤島安全功能，按GB/T29319進行測試。

6.11光伏方陣絕緣性

檢測方法：

——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。

——對于方陣邊框沒有接地的系統(tǒng)，應(yīng)分別進行方陣電纜與組件邊框及大地的絕緣測試。

——對于沒有導電邊框的光伏組件方陣（如：雙玻組件、屋頂光伏瓦片），應(yīng)在方陣電纜與接地體

之間進行絕緣測試。

注：用絕緣電阻測試儀測試，光伏方陣正負極短路時應(yīng)使用專用短路器。

判定條件，見表1：

表1光伏方陣絕緣性判定條件

光伏系統(tǒng)對地絕緣電阻的最小限值

測試方法

系統(tǒng)電壓/V測試電壓/V絕緣電阻最小限值/MΩ

＜1202500.5

光伏方陣正負極短路對地

＜6005001.0

光伏方陣電纜對地及組件邊框

＜100010001.0

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.12中。

6.12接地連續(xù)性檢測

9

DB41/T1277—2016

利用接地電阻測試儀檢測選定接地點的對地電阻或連接通路的連接電阻。需測試支架、匯流箱、組

件、逆變器室的每個關(guān)鍵設(shè)備的接地連續(xù)性。

判定條件：接觸電阻不高于100mΩ，且保證其接地電阻不高于4Ω。

檢測數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.13中。

7光伏電站系統(tǒng)性能比評估

7.1基于電站運行數(shù)據(jù)的光伏發(fā)電系統(tǒng)性能比評估

7.1.1光伏發(fā)電系統(tǒng)性能比

計算見式（12）。

PR(E/P)/(H/G)...............................(12)

0i

式中：

PR——電站系統(tǒng)性能比，或光伏電站綜合能量效率比；

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（kWh）；

P

0——光伏發(fā)電系統(tǒng)額定功率，單位為千瓦（kW）；

H2

i——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/m）；

G——標準測試條件輻照度，1000W/m2。

7.1.2光伏發(fā)電系統(tǒng)標準性能比

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，而溫度差異造成的性能比不同并不屬

于電站質(zhì)量問題。為了排除溫度的影響，可以用標準性能比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的性能比。為了進行溫度修正，引入溫度修正系數(shù)。

計算見式（13）。

Ci1i(Tcell25C).............................(13)

式中：

C

i——第i種組件的溫度修正系數(shù)；

i——第種光伏組件的功率溫度系數(shù)；

T

cell——評估周期內(nèi)電池的平均工作結(jié)溫，單位為攝氏度（℃）。

如果光伏電站只有一種組件，則標準性能比的計算見式（14）。

PRstc(E/(CP0))/(Hi/G)...........................(14)

式中：

PR

stc——光伏發(fā)電系統(tǒng)標準性能比。

如果電站采用多種（k種）光伏組件，則標準性能比的計算見式（15）。

PR(E/(CqP))/(H/G).......................(15)

stcii0i

k

式中：

q

i——第種光伏組件的裝機容量占比。

10

DB41/T1277—2016

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,計算出該類組件的標準額定功

率，然后再進行溫度修正。

7.1.3評估要求

光伏系統(tǒng)性能比評估應(yīng)按照如下要求進行評估：

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

此類數(shù)據(jù)。

b)測試組人員進行標準性能比評估時，修正使用的溫度值應(yīng)為評估周期內(nèi)的平均電池結(jié)溫。

c)本部分評估結(jié)果記錄在附錄C中。

7.2基于現(xiàn)場檢測數(shù)據(jù)的光伏電站系統(tǒng)加權(quán)性能比

7.2.1光伏發(fā)電系統(tǒng)加權(quán)性能比測試

在不能獲得被測光伏電站可信的年運行數(shù)據(jù)的情況下，可以通過現(xiàn)場檢測，采用加權(quán)性能比來評估

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

±20）W/m2,（700±20）W/m2,（900±20）W/m2)時的電站性能比測量值，分別代表光伏電站系統(tǒng)在

200-400W/m2，400-600W/m2，600-800W/m2,800-1000W/m2輻照度范圍的性能比。測量時分別讀出系統(tǒng)

并網(wǎng)計費點的實際輸出功率并計算得到整個光伏電站系統(tǒng)在相應(yīng)輻照度下的性能比，然后根據(jù)電站當?shù)?/p>

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,計算方法見式（16）。

POP1POP2POP3POP4

s112233441234........(16)

PSP1PSP2PSP3PSP4

式中：

s——加權(quán)性能比；

1——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)；

2——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)運行效率的權(quán)重系數(shù)；

3——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)運行效率的權(quán)重系數(shù)；

4——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)運行效率的權(quán)重系數(shù)。

效率權(quán)重系數(shù)需根據(jù)光伏電站所在地理位置的一年的輻照度分布時間獲得，計算方法見式（17）。

H/H...................................(17)

iii

i

式中：

i——效率權(quán)重系數(shù)；

2

i1時，Hi是一年中輻照度為200-400W/m強度段的累計輻照能量，單位為千瓦時（kWh）；

2

i2時，Hi是一年中輻照度為400-600W/m強度段的累計輻照能量，單位為千瓦時（kWh）；

i3時，是一年中輻照度為600-800W/m2強度段的累計輻照能量，單位為千瓦時（kWh）；

i4時，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（kWh）；

1——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；

2——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；

3——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；

4——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

瓦（W）；

11

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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

瓦（W）；

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

瓦（W）；

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

瓦（W）；

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)理論輸出功率，單位

為瓦（W）；

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

位為瓦（W）；

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

位為瓦（W）；

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

位為瓦（W）。

光伏系統(tǒng)理論輸出功率計算方法見式（18）。

Irr

PspLnebIrrIstc1Tpv25Pnom.................(18)

Istc

式中：

Irr——測得的方陣面輻照強度，單位為瓦每平米（W/㎡）；

Istc——標準測試條件下的輻照度1000W/㎡；

b0.0005㎡/W，為光強修正系數(shù)；

表示組件的功率溫度系數(shù)，單位為每攝氏度（1/℃）；

Tpv是組件的電池結(jié)溫，單位為攝氏度（℃）；

Pnom表示光伏電站系統(tǒng)的標稱功率，單位為瓦（W）。

7.2.2測試要求

光伏系統(tǒng)加權(quán)性能比應(yīng)按照如下要求進行測試：

a)測試由經(jīng)過授權(quán)的專業(yè)人員進行，做好安全防護，遵守相關(guān)種作業(yè)規(guī)范；

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

光伏組件最少檢測一個背板溫度，計算電池結(jié)溫平均值。

c)檢測方陣面輻照度的同時應(yīng)測試水平面輻照度，以便與歷史氣象數(shù)據(jù)結(jié)合使用。

d)測試時需選擇少云或無云的天氣，以避免云層遮擋導致陣列發(fā)電效率不均勻產(chǎn)生誤差。

e）測試設(shè)備均需經(jīng)過第三方權(quán)威機構(gòu)校準，測量取值過程內(nèi)時間記錄需精確到秒，輻照度計最大

允許誤差±20W/m2，組件溫度測量傳感器最大允許誤差±2C，關(guān)口計量表的準確度等級為0.2

S。

7.2.3測試方法

光伏系統(tǒng)加權(quán)性能比應(yīng)按照如下步驟進行測試：

a)將輻照度測試裝置、組件溫度測試裝置按測試要求安裝到位。

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。

12

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c)同步測量所需總輻照度值下的環(huán)境溫度，組件表面的輻照度值，并網(wǎng)點處的輸出功率值,將測試

結(jié)果記錄至附錄D.1中。優(yōu)先選擇可連續(xù)監(jiān)控記錄以上參數(shù)的測試設(shè)備，從連續(xù)測試數(shù)據(jù)中選取

所需輻照度下的數(shù)據(jù)，以保證數(shù)據(jù)的同步性。

d)整理測試結(jié)果并匯總至附錄D.2中，按公式（16）計算系統(tǒng)發(fā)電效率。

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)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)的計算。

8檢測評估報告

光伏電站檢測流程見附錄E，光伏電站的檢測評估報告至少應(yīng)包括如下內(nèi)容：

a）光伏電站基本信息，見附錄F；

b)光伏電站檢測結(jié)果匯總見附錄C；

c)測試說明：依據(jù)標準，測試設(shè)備，抽樣原則，測試條件和數(shù)據(jù)修正原則；

d)光伏電站總體性能評估：性能比、標準性能比或加權(quán)性能比；

e)光伏電站性能測試（12項）。

13

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AA

附錄A

（規(guī)范性附錄）

光伏電站氣象環(huán)境系統(tǒng)數(shù)據(jù)記錄表格式

光伏電站氣象環(huán)境系統(tǒng)數(shù)據(jù)記錄表

水平面總方陣面總

氣象監(jiān)測氣溫組件溫度電池結(jié)溫風速

日期時間輻照度輻照度風向

塔編號(oC)(oC)(oC)（m/s）

（W/m2)(W/m2)

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

1:05:00

1:10:00

1:15:00

1:20:00

1:25:00

1:30:00

1:35:00

1:40:00

14

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BB

附錄B

（規(guī)范性附錄）

光伏電站性能測試記錄表格式

表B.1組串灰塵損失測試記錄表

測試項目組串灰塵損失測試

組串I-V修正到STC條件（清潔前）

標稱功率輻照度組件背板溫電池結(jié)溫度測試功率修正功率

測試組串位置

（W）（W/m2）度（℃）（℃）（W）（W）

組串I-V修正到STC條件（清潔后）

標稱功率組件背板溫度電池結(jié)溫度

測試組串位置輻照度（W/m2）測試功率（W）修正功率（W）

（W）（℃）（℃）

組串灰塵損失計算值

組串清潔后修正功率組串清潔前修正功率組串灰塵當前損失計算

測試組串位置組件標稱功率值（W）

值（W）值（W）值

組串灰塵當前損失=（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）/組串清潔后測試的修正功率值×

100%

清洗周期上次清洗時間

表B.2光伏組件I-V測試記錄表

測試項目光伏組件I-V測試

被測組件

位置

標稱功VocVpmIpmPmax輻照背板溫度/電修正功功率衰

組件編號Isc（A）

率（W）（V）（V）（A）（W）度池結(jié)溫(℃)率(W)降（%）

1

2

3

4

5

6

平均功率衰降率

（%）

15

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表B.3光伏組件串聯(lián)的失配損失

組串編號修正功率輻照度電池結(jié)溫

組件編號修正功率輻照度電池結(jié)溫

光伏組件串聯(lián)的失配損失：

表B.4組串并聯(lián)的失配損失

匯流箱編號修正功率輻照度電池結(jié)溫

組串編號修正功率輻照度電池結(jié)溫

組串并聯(lián)的失配損失：

表B.5匯流箱并聯(lián)的失配損失

逆變器編號修正功率輻照度電池結(jié)溫

匯流箱編號修正功率