2015 并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范（王斯成）V3（认证规范版）

ICS CQC/XNY-0010：2012C C中国质量认证中心认证技术规范CNCA/CTS0016-2015并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范 Guideline of Performance Testing and Quality Assessment for Grid-connected PVPower Plants 2015-01-01发布 2015-01-01实施中国质量认证中心 发 布 CNCA/CTS0016-2015 I 目 录前 言.II1 范围.32 规范性引用文件.33 术语和定义.44 实时参数监测、处理和存储.64.1 采样、存储、报表64.2 气象环境参数64.3 电气参数的检测74.3.1 直流电压、电流和功率的监测 74.3.2 交流电压、电流和功率的监测 7 4.3.3 电能质量和功率因数的监测 84.4 无效数据处理84.5测试基准.84.5.1 光伏组件功率基准.84.5.2积尘遮挡基准85 文件和资料收集.95.1 文件收集95.2运行数据收集.96 光伏电站总体性能评估.96.1 一般要求96.2数据要求.96.3 光伏电站能效比（PR）.106.4 光伏电站标准能效比PRstc. 10 7 现场检测规则.107.1抽样原则.107.1.1采用集中逆变器的光伏电站抽样原则. 107.1.2 采用组串逆变器的光伏电站抽样原则.117.2 检测基本条件和修正原则127.3 光强和结温的测量和修正127.3.1光强的测量和修正127.3.2 温度的测量和修正.127.4 电流、电压和功率的修正计算公式. 138 光伏电站质量检查.138.1 一般要求138.2实际安装功率核查.138.3 光伏容量和逆变器容量配比核查. 14 8.4 光伏组件目测质量核查148.5 支架安装形式，支架材料，防腐蚀措施和质量. 148.6 方阵基础形式158.7光伏阵列排列方式和安装质量.158.8 直流电缆质量16 CNCA/CTS0016-2015 II 8.8电缆铺设质量.168.10 汇流箱的安装位置、安装质量和功能. 168.11 汇流箱内正负极间的电气间隙/爬电距离 168.12 逆变器安装集中度，机房的安装位置，通风条件和建设质量.168.13 变压器的类型、安装位置和安装质量. 178.14 防雷接地安装方式和安装质量178.15 电站围栏形式、高度和建设质量 178.16 光伏方阵清洗方案和用水量178.17 环境评估178.18 标识检查179 光伏电站性能测试.179.2 光伏组件红外（IR）扫描检查179.3 光伏系统污渍和灰尘遮挡损失18 9.4 光伏阵列温升损失199.5 光伏组件功率衰降199.6 光伏组件的电致发光（EL）检测（可选） 209.7 光伏系统串并联失配损失219.7.2 组串内光伏组件的串联失配损失 219.7.3多个组串并联的失配损失219.7.4 多个汇流箱并联的失配损失 229.7.5 各组串到组串逆变器的并联失配 229.8 直流线损229.8.2 光伏组串到汇流箱的直流线损 229.8.3 汇流箱到逆变器的直流线损.239.8.4 光伏组串到组串逆变器的直流线损 249.9 光伏阵列之间遮挡损失25 9.10交流线损.259.10.1 采用集中逆变器的交流线损 259.10.2 采用组串逆变器的交流线损 269.11 逆变器效率269.12 逆变器MPPT效率（可选）. 289.13 就地升压变压器效率289.14光伏方阵绝缘性.299.15 接地连续性检测309.16 电网接入性能测试309.16.2有功/无功功率控制能力 319.16.3 防孤岛.319.16.4 低电压穿越（输电网接入时检测，可选） 319.16.5 电压/频率适应能力验证（输电网接入时检测，可选）.31 10 检测结果汇总.3111 光伏电站性能检测及质量评估报告样本.33附件1：光伏电站性能检测和质量评估检查/测试流程35附件2 光伏电站数据监测系统数据存储格式38附件3 光伏电站基本信息表43 CNCA/CTS0016-2015 II 前 言为推动我国光伏产业的健康发展，合理设置并网光伏电站的监测系统，规范并网光伏电站技术性能检测，科学评价并网光伏电站质量，为光伏电站的质量监管、达标投产、运行维护，以及电站的产权交易、股权融资、质量担保提供依据，特起草本认证规范，规范并网光伏电站的性能监测、现场检测、质量评估和试验方法。本技术规范由中国质量认证中心提出并归口。本技术规范主要起草单位：中国科学院电工研究所、中国质量认证中心、北京科诺伟业科技有限公司、北京计科电可再生能源技术开发中心、中国科学院太阳光伏发电系统和风力发电系统 质量检测中心，华为技术有限公司。本技术规范主要起草人：许洪华、王斯成、邢合萍、吕芳、翟永辉、康巍、桑识宇、张烨、李海玲、邹新京、高拥兵、刘云峰、施江锋、李江勇。 CNCA/CTS0016-2015 3 并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范1 范围本标准规定了并网光伏电站性能检测和质量评估相关的定义、技术要求、试验方法和判定原则。本标准适用于并网型光伏电站，分布式光伏系统、包括与建筑结合的光伏发电系统可参照执行。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，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 6495.3-1996 地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据GB/T 6495.10-2012 光伏器件第10部分 线性特性测量方法GB/T 9535-1998 地面用晶体硅光伏组件—设计鉴定和定型GB/T 17949.1-2000 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 50797-2012 光伏发电站设计规范 NB/T 32004-2013 光伏发电并网逆变器技术规范JGJ 203-2010 民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范JGJ/T 264-2012 光伏建筑一体化系统运行与维护规范IEC 61724-1998 光电系统性能监测--测量,数据交换和分析指南(Photovoltaic systemperformance monitoring –Guidelines for measurement, data exchange and analysis)IEC 61730-2-2004 光伏(PV)组件的安全鉴定--第2部分:测试要求(Photovoltaic (PV) modulesafety qualification –Part 2: Requirements for testing)IEC 61829-1995 晶体硅光伏方阵 I-V 特性现场测量(Photovoltaic (PV) Array – On-sitemeasurement of I-V characteristics)IEC 62446-2009 并网光伏系统--系统文件、投运测试和检查的最低要求(Grid connectedphotovoltaic systems – Minimum requirements for system documentation, commissioning tests andinspection) IEC 62548-2014 光电(PV)阵列--设计要求(PV Arrays-Design requirements)EN 50530：2010与电网连接的光伏换流器的总效率（Overall efficiency of grid connectedphotovoltaic inverters）光伏制造行业规范条件（工业和信息化部，2013年第47号文） CNCA/CTS0016-2015 4 3 术语和定义3.1 质量评估周期 quality assessment duration评估质量的时间间隔。质量评估周期的单位可以是天、周、月或年。光伏电站的质量评估周期一般取一年。用τ表示。3.2 水平面太阳能总辐照度 horizontal solar Irradiance水平面上的太阳能总辐射强度，用Gh表示，单位：kW·m-2。3.3 光伏方阵面辐照度 in plane solar irradiance光伏方阵倾斜面上的太阳能总辐射强度，用Gi表示，单位：kW·m-2。3.4 辐射量 solar irradiation评估周期内辐照度对时间的积分，水平面辐射量用H h表示，光伏方阵面辐射量用Hi表示，单位：kWh·m-2·τ-1。3.5 环境温度 ambient air temperature将温度传感器放置在避免辐照且空气流通防护罩内测量到的温度，用Tamb表示，单位：ºC。3.6 光伏组件温度 PV module temperature将温度传感器放置在光伏组件背面测量得到的温度，用Tmod表示，单位：ºC。3.7 光伏电池结温 PV cell junction temperature光伏电池P-N结的温度，用Tcell表示，单位：ºC。做温度修正时，应以光伏电池结温为参考条件。电池结温是环境温度、风速和辐照度的函数。3.8 标准测试条件 standard test condition (STC)总辐照度1000 W/m 2，电池温度25℃，GB/T 6495.3-1996 的AM1.5标准太阳光谱辐照度分布。3.9 正常工作条件 normal operating condition (NOC)— 倾角： 与水平面夹角45º— 总辐照度：800W/m2— 环境温度：20 ºC— 风速： 1m/s—电负荷： 零(开路)3.10 正常工作条件下光伏电池温度 normal operating cell temperature (NOCT)3.9术语条件下的光伏电池温度，通过检测认证的光伏组件都有该参数（GB/T 9535-1998）。3.11 修正光伏电参数 adjusted PV electric parameters将实际测量电参数修正到统一参考条件（光强、温度等），电参数包括电压、电流和功率。3.12 光伏组件衰降率 degradation of PV module 光伏组件初始STC标称功率与评估时实测修正STC标称功率之差与光伏组件初始STC标称功率的比值，用百分比表示。初始功率可以是预留基准光伏组件的初始功率，也可以是光伏组件的标牌功率。3.13 积尘遮挡损失 soiling losses光伏组件由于灰尘或污渍遮挡造成的损失，用SL表示。单片光伏电池的短路电流与积尘程度成反比，即与辐照度成正比。3.14 失配损失 mismatch loses失配损失包括光伏组串内所有光伏组件的串联失配损失、光伏组串的并联失配损失以及汇流箱的并联失配损失（组串逆变器电站不存在此项）。光伏组串中所有串联组件最大修正功率的代数和与光伏组串实际工作修正功率的差值与所有组件最大修正功率代数和之比值称作光伏组件的串联失配损失，用百分比表示。 CNCA/CTS0016-2015 5 并联回路中所有光伏组串的最大修正功率之和与该并联回路的实际工作修正功率的差值与所有组串最大修正功率代数和之比值称作光伏组串的并联失配损失，用百分比表示。逆变器MPPT通道中所有并联汇流箱的最大修正功率之和与该通道的实际工作修正功率的差值与所有汇流箱最大修正功率代数和之比值称作汇流箱的并联失配损失，用百分比表示。3.15 直流线损 DC cable loses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，用百分比表示。3.16 交流线损 AC cable loses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，用百分比表示。3.17 逆变器效率 inverter efficiency任意时刻逆变器输出功率与输入功率的比值，或某一时段输出能量与输入能量的比值，用百分比表示。3.18 逆变器加权效率 weighted efficiency of inverter 逆变器不同负载率出现的几率，即加权系数，与该负载率条件下逆变器效率的乘积之和。加权系数与当地光照资源相关，因此逆变器的加权效率依资源区不同而不同，如欧洲效率，加州效率等，中国有4类光照资源区，加权系数应根据当地多年不同辐照度出现的几率设定。国际上已经公布的逆变器加权效率计算公式如下：欧洲效率：ηeuro = 0.03η5% + 0.06η10% + 0.13η20% + 0.10η30% + 0.48η50% + 0.20η100%加州CEC效率：ηcec=0.04η10%+0.05η20%+0.12η30%+0.21η50%+0.53η75%+0.05η100%3.19 最大功率点跟踪 Maximum Power Point Tracking (MPPT)使光伏组件、组串或光伏方阵始终工作在最大功率点（或附近）的控制策略或控制方法。3.20 光伏方阵额定功率 PV array rated power光伏方阵额定功率是组成方阵的所有组件在标准测试条件下的功率之和，用P 0表示，单位：kWp。 采用时必须指定如下三种定义之一：所有组件初始STC下实测功率之和；所有组件标签功率之和；所有组件含误差的标签功率之和。3.21 光伏电站发电量 net energy to utility grid评估周期内光伏电站并网计量点的发电量，用E表示，单位：kWh/τ。3.22 光伏等效利用小时数 equivalent utilization hours光伏电站发电量除以光伏方阵额定功率，用Yf 表示，单位是h/T，是评估周期内基于光伏额定功率的发电小时数。数学表达式：Y f = E/P03.23 峰值日照时数 solar peak hours光伏方阵面辐射量Hi除以标准测试条件辐照度Gstc（1000W/m2），单位：h，是标准辐照度条件下的日照小时数。数学表达式：Yr = Hi/Gstc3.24 能效比参数集 performance ratio matrix是光伏等效利用小时数与峰值日照时数的比值，用百分比表示，是评估光伏电站质量的综合性指标。数学表达式：PR = Yf / Yr = (E/ P0)/( Hi /Gstc) 。PR还可以表示为光伏电站发电量与基于光伏方阵额定功率的直流发电量的比值：E/（P0·( Hi/G stc)），因此，性能比还可以定义为光伏电站综合能量效率，即输出能量与输入能量的比值。不同的能效比具有不同的含义：PR：一般意义的能效比，适合于任意评估时段；PR annual：年能效比，评估周期为1年，不考虑温度差异的影响； CNCA/CTS0016-2015 6 PR annual-eq ：年平均温度能效比，将不同季节的能效比修正到全年工作时段平均结温，排除了季节温度差异的影响，用于比较同一光伏电站不同季节的质量；PR STC：标准能效比，将不同气候区的能效比修正到标准结温（25 ºC），排除了不同气候区温度差异的影响，用于比较不同气候区光伏电站的质量。由于修正到25 ºC结温会带来较大的修正误差，也可以修正到接近实测结温的同一参考温度。4 实时参数监测、处理和存储4.1 采样、存储、报表采样周期：5秒存储周期：5分钟报表周期：小时，日，月，年时间基准：当地标准时间，不允许采用夏令时和太阳时 适用性：上述规定适用于所有气象环境参数和电参数 图1 关于数据采样、存储和报表的图解4.2 气象环境参数4.2.1 太阳辐照度系统应当具有水平面辐照度和方阵面辐照度的实时测量，辐照度传感器的光谱范围：300～3000nm，测量范围：0～2000 W/m2。太阳辐射的测量可以选用总辐射计，也可以选用标准电池，测量误差：≤3%。为了更好地比对二者之间的差异，建议同时采用2种辐射测量设备。测量设备应在计量合格有效期内，总辐射计和标准电池宜每周清洁一次。监测系统应将辐照度数据对时间积分，自动处理成给定时间内的太阳辐射量。4.2.2 环境温度环境温度测量应避免阳光直射，且保持空气流通。测量范围： -40ºC～80ºC，测量精度： ≤±1ºC，测量重复精度：≤±0.5ºC。测量设备应在计量合格有效期内。采样周期5秒，存储周期为5分钟，存储数据为：5min平均值；环境温度输出报表数据至少包括：小时温度值；每日最高、最低和平均温度；每月最高、最低和平均温度；每年最高、最低和平均温度。 CNCA/CTS0016-2015 7 4.2.3 光伏组件温度和电池结温光伏组件温度Tmod通过粘贴在组件背后的温度传感器测量，传感器的位置选择按照GB/T18210-2000（晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量）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。测量范围：-40ºC～80ºC，测量精度：±1ºC，测量重复精度：±0.5ºC。测量传感器应在计量合格有效期内。要求温度传感器与组件之间具有良好的热传导，热导率应达到500W/(m·K)或更高。注意温度传感器的安装不应影响前面电池的温度，这可以在粘贴温度传感器时，通过红外摄像仪同步观测方阵前表面温度的变化。如果没有更为精确的方法监测光伏电池的结温时，可以通过测试得到的光伏组件温度简单推算光伏电池结温。按照光伏电池结温在光强1000W/m 2时比实测组件温度高2℃，光强变化对结温的影响按照线性处理。组件温度和电池结温输出报表数据：只需要工作时段（光伏电站从发电到停止发电的时段）结温：小时值；每日最高、最低和平均值；每月最高、最低和平均值；每年最高、最低和平均值。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。风速检测范围：0～35 m/s，风速≤5m/s时，测量误差≤0.5 m/s ；风速5 m/s 时，测量误差≤10%。风向检测范围：0～360°，风向检测精度：±5°。风速风向计应在计量合格有效期内。采样周期5秒，存储周期为5分钟平均值。输出报表数据至少包括：每半小时纪录一次的风速/风向；每日平均风速和最大风速；每月平均风速和最大风速；每年平均风速和最大风速。 4.2.5 环境气象参数监测系统的数量监测系统的安装数量和安装位置依据具体项目而定，原则是要能够代表整个光伏电站范围内的气象环境条件。每个光伏电站至少安装1套环境气象参数监测系统，有条件时每20MW安装一套。4.2.6 气象环境数据的存储格式数据格式见附件2中表1。4.3 电气参数的检测4.3.1 直流电压、电流和功率的监测如果采用监控到光伏组串的智能汇流箱，监测点包括：每一光伏组串的输出电流、电压和功率；汇流箱的输出电流、电压和功率；直流配电柜中每路汇流箱的输入电流、电压和功率； 以及逆变器的输入电流、电压和功率。如果采用普通汇流箱，则监测点包括：每一个汇流箱的输出电流、电压和功率；直流配电柜中每路汇流箱的输入电流、电压和功率；以及逆变器的输入电流、电压和功率。电流和电压的量程不得低于最高值的1.2倍，但也不要超过最高值的2倍。应依据现场监测时段可能的最大辐照度和最低组件温度设定电流和电压最高值，不同地点最高值会有所不同。监测误差：直流电压≤1.0%，直流电流≤1.0%，直流功率≤2.0%。直流测监测数据的数据格式见附件2中表2。采用组串逆变器的光伏电站直流参数监测点应根据实际情况设置。4.3.2 交流电压、电流和功率的监测 CNCA/CTS0016-2015 8 监测点包括：每台逆变器的输出电流、电压和功率；交流配电柜的输入电流、电压和功率；变压器（就地升压变压器，以下同）的输入电流、电压和功率，以及并网计费点的电流、电压和功率。电流和电压的量程不得低于最高值的1.2倍，但也不要超过最高值的2倍。应依据现场监测时段可能的最大辐照度和最低组件温度设定电流和电压最高值，不同地点最高值会有所不同。监测误差：交流电压≤0.5%，直流电流≤0.5%，直流功率≤1.0%。交流测监测数据的数据格式见附件2中表3。4.3.3 电能质量和功率因数的监测电能质量（电压偏离、频率偏移、谐波和闪变、三相不平衡等）和功率因数（有功功率、无功功率、功率因数）的实时监测应根据电网企业的要求设置。4.4 无效数据处理监测系统采集的数据有可能是无效数据，应当去除。下表4规定了数据的有效范围和无效数 据的类型： 表4 有效数据范围及无效数据说明监测数据 辐照度 (W/m2) 环境温度(º境) 组件温度 (º() 风速 (m·s-1)有效数据范围 0 ~ 1300 -40 ~ +50 -40 ~ +80 0 ~ 40监测数据 电流（A） 电压（V） 功率 (W) 积尘损失（%）有效数据范围 0 ~ 额定值+30% 0 ~ 额定值 + 10% 0 ~ 额定值 + 30% 0 ~ 100无效数据 数据固定在一个值，数据缺失，超有效范围的数据。无效的突变数 据 在气象环境参数稳定条件下，电气参数有超过20%的突变。4.5测试基准4.5.1 光伏组件功率基准对于新建光伏电站，应对不同类型、不同厂家和不同型号的组件各选取至少2块实际运行的组件作为功率基准，安装时应对预留基准组件做好标记，还必须预留该组件出厂时在标准测试条件下的I-V特性和电气参数（Voc、Isc、Vm、Im、Pm、α、β、δ、NOCT）（参数说明见5.13））。组件功率衰降测试的参考值为预留基准组件的出厂原始参数。4.5.2积尘遮挡基准 光伏电站安装时应预留积尘遮挡损失基准片，由于光伏组件工作电流受多种因素影响，不能很好反应污渍遮挡损失，所以不应采用工作状态下的光伏组件来检测积尘遮挡损失。建议采用封装好的单片电池组件进行监测，光伏电池的短路电流与辐照度成正比，与积尘遮挡成反比（基准片光强与短路电流的线性关系应符合GB/T 6495.10-2012的定义），事先应在特定温度下测量得到清洁状态下该基准片的短路电流与辐照度的关系，并存入监控系统。将相同辐照度条件下短路电流下降的比例作为积尘遮挡损失值。可以设定需要清洗的判定指标，如3%，即当积 CNCA/CTS0016-2015 9 尘遮挡损失达到3%时，即自动通知值守人员电站需要清洗。为了排除光伏基准片的衰降影响，每次清洗组件，同时清洗基准片，并同时自动重新校准特定温度下辐照度与短路电流的相关性（取对应辐照度下的短路电流与坐标零点做出相关性直线），并自动更新为新的参考值。基准片的安装应与光伏阵列共平面，同时采样基准片的背温（光伏组件背温与结温的换算以及温度修正见7.3.2节），积尘损失（Soiling Losses - SL）的计算公式：SL = ( Iscc–Iscs)/Iscc×100%Iscc：基准片清洁时特定光强温度下的短路电流；Iscs：基准片积尘时特定光强温度下的短路电流。在当地太阳时中午前、后2小时内每5分钟测试一个值，4小时内所有有效数据取平均值作为当日的积尘损失。积尘基准片的安装数量和安装位置依具体项目而定，原则是基准片的监测数据应能代表整个光伏电站的积尘水平，5MW以上的光伏电站最少安装2块积尘监测基准片。 5 文件和资料收集5.1 文件收集1) 光伏电站电气连接图；2) 光伏电站平面布置图；3) 不同类型光伏组件技术参数：开路电压Voc，短路电流Isc，额定工作电压Vm，额定工作电流Im；电流温度系数α，电压温度系数β，功率温度系数δ，NOCT值；4) 光伏组串结构和电气参数；5) 逆变器的主要技术参数：额定功率，MPPT电压范围，逆变器最高和加权效率等；6) 光伏方阵场设计及组件排布图；7) 主要设备产品说明书：光伏组件，逆变器，汇流箱，就地升压变压器、主变压器、厂用变压器、辅助变压器、接地变压器等； 8) 光伏电站的运行维护制度和运行维护手册（包括故障检修和事故处理程序）。5.2运行数据收集1） 气象环境监测数据；2） 光伏电站直流侧监测数据；3） 光伏电站交流侧监测数据；4） 电站故障记录：故障的时间、地点、人员、现象、现场照片、原因、解决办法、耗时以及发电量影响等参考因素。详细统计电站运行期间由于限电引起的发电量损失，记录调度指令（限电方式、限电时间段）。6 光伏电站总体性能评估6.1 一般要求 从光伏电站收集必要的数据，并通过这些数据完成对光伏电站总体性能的评估。6.2数据要求至少需提供下列数据：1) 电站水平面年辐射量Hh，单位：kWh·m-2·y-1；2) 光伏方阵面年辐射量Hi，单位：kWh·m-2·y-1；3) 光伏电池工作时段年平均结温Tcell，单位：ºC； CNCA/CTS0016-2015 10 4) 并网计费点的评估周期发电量E，单位：kWh；5) 光伏电站额定功率P0，单位：kWp；6) 不同类型光伏组件技术参数：开路电压Voc，短路电流Isc，额定工作电压Vm，额定工作电流Im；电流温度系数α，电压温度系数β，功率温度系数δ，NOCT值；光伏电站总直流发电量，采用不同类型光伏组件的直流发电分量，计算出不同光伏组件直流发电量占总直流发电量的比例qi。6.3 光伏电站能效比（PR）PR = (E/P 0)/ (Hi/G)PR：Performance Ratio 能效比，或光伏电站综合能量效率，既输出能量与输入能量之比；G：标准测试条件辐照度，1000W·m-2。6.4 光伏电站标准能效比PRstc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PR不同并不属于电站质量问题。为了排除温度的影响，可以用标准能效比PRstc对光伏电站进行评估，标准能效比是将温度条件修正到标准测试条件（25ºC）的能效比。由于修正到25ºC结温会带来较大的修正误差，也可以修正到接近实测结温的同一参考温度。如果需要对同一电站不同季节的PR进行评估，建议采用PRannual-eq。为了进行温度修正，引入温度修正系数Ci：Ci = 1 + δi  (T cell – 25°C)δ ：光伏组件的功率温度系数Tcell：实测评估周期内电池工作时段的平均工作结温下标i：第i种组件的温度修正系数Ci和功率温度系数δi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：PRstc = (E/（C  P0)）/( H/G)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：PR stc =（E/ Ci  qiP0）/( Hi/G)即将不同类型光伏组件直流发电量占比作为该类组件额定功率的占比,计算出该类组件的额定功率，然后再进行温度修正。7 现场检测规则7.1抽样原则下面规定的抽样方法为基本抽样方法，实际操作时可以根据电站业主要求或电站规模增加或减少抽样样本数量。7.1.1采用集中逆变器的光伏电站抽样原则1）不分型号逆变器/光伏组件抽样：逆变器抽样：无论有多少型号逆变器的光伏电站，均根据电站运行数据，以逆变器单机为一个 单元，根据运行时段单位kW发电量从好、中、差中各选取一个单元作为被测逆变器。逆变器单位kW发电量=逆变器交流输出电量/对应光伏额定功率。光伏组件抽样：每个逆变单元按照位置分布至少抽取10个组串（总计至少30个组串），连续测 CNCA/CTS0016-2015 11 试抽样组串的发电量，测试周期至少3天。将被测组串3天的单位kW发电量从大到小排序，按照好、中、差等于1：3：1的分布原则，从不同的分档中随机抽取2个，6个，2个，一共10个组串（2个好，6个中，2个差）进行现场检测，检测流程见附件1。组串单位kW发电量=测试时段组串直流发电量/组串额定功率。根据单位kW发电量进行抽样的方法考虑了综合影响因素，结果直观，且不必进行辐照度和温度的修正，没有修正误差，是较为科学的抽样方法，建议优先采用。2）区分型号的逆变器/光伏组件抽样：逆变器抽样：对于有多种逆变器的光伏电站，以逆变器单机为一个单元，根据电站运行数据，对于每一型号的逆变器，根据运行时段单位kW发电量从好、中、差中各选取一个单元作为被测逆变器。逆变器单位kW发电量=逆变器交流输出电量/对应光伏额定功率。光伏组件抽样： 对于有多种型号光伏组件的电站，对每一型号的组件按照位置分布至少抽取30个组串连续检测发电量，测试周期至少3天。 将被测组串3天的单位kW发电量从大到小 排序，按照1：3：1的比例分为好、中、差三档，从不同的分档中随机抽取2个，6个，2个，则每种型号共抽取10个组串（2个好，6个中，2个差）进行现场检测，检测流程见附件1。组串单位kW发电量=测试时段组串直流发电量/组串额定功率。3）不区分型号的简单抽样：如果没有条件对抽样组串进行连续发电量测试，或者受时间、成本的限制，也允许对光伏组串进行简单功率比抽样，抽样原则如下：逆变器抽样：无论多少不同型号的逆变器，均根据运行时段单位kW发电量从好、中、差中各选取一个单元作为被测逆变器。逆变器单位kW发电量=逆变器交流输出电量/对应光伏额定功率。光伏组件抽样：在现场辐照度高于700W/m 2时，从每个逆变单元按照位置分布至少抽取10个组串（总计至少30个组串），对被测组串进行工作功率（工作电压，工作电流）的测试，并修正到同一辐照度和温度，根据组串功率比（修订组串实际工作功率/组串标称功率）从大到小进行排队，按照1：3：1的比例分为好、中、差三档，从不同的分档中随机抽取2个，6个，2个，一共10个组串（2个好，6个中，2个差）进行现场检测，检测流程见附件1。4）样本备份对于好、中、差逆变器和好、中、差光伏组串均需要各有一个备用，如果在测试中发现有与其它被测逆变器或被测组串平均性能有明显偏差的（≥30%），则视为异常逆变器或异常组串，应启用备用逆变器或组串替代异常逆变器或异常组串7.1.2 采用组串逆变器的光伏电站抽样原则1）逆变器抽样： 组串逆变器属于海量样本，逆变器抽样亦应根据运行时段单位kW发电量按照好、中、差1：3：1分布特点，从不同的分档中随机抽取2个，6个，2个，一共10台逆变器作为被测逆变单元。逆变器单位kW发电量=逆变器交流输出电量/对应光伏额定功率。2）光伏组件抽样：从被测逆变单元中按照位置分布抽取至少30个组串，连续测试抽样组串的发电量，测试周期至少3天。将被测组串3天的单位kW发电量从大到小排序，按照好、中、差等于1：3：1的分布原则，从不同的分档中随机抽取2个，6个，2个，一共10个组串（2个好，6个中，2个差）进行现场检测，检测流程见附件1。组串单位kW发电量=测试时段组串直流发电量/组串额定功率。3）简单抽样 CNCA/CTS0016-2015 12 如果没有条件对抽样组串进行连续发电量测试，或者受时间、成本的限制，也允许对光伏组串进行简单功率比抽样，简单功率比抽样原则同上节。4）样本备份对于好、中、差逆变器和好、中、差光伏组串均需要各有一个备用，如果在测试中发现有与其它被测逆变器或被测组串平均性能有明显偏差的（≥30%），则视为异常逆变器或异常组串，应启用备用逆变器或组串替代异常逆变器或异常组串。7.2 检测基本条件和修正原则1）红外扫描检查：被检测光伏组串的全部组件；2）积尘遮挡损失: 光强≥700W/m 2，修正到统一的光强和温度条件；3）光伏组串温升损失：光强≥700W/m2，修正到结温25ºC条件；4）光伏组件性能衰降：光强≥700W/m2，修正到标准测试（STC）条件；5）光伏组件/组串的串并联失配损失：光强≥700W/m2，修正到统一的光强和温度条件；6）严重热斑功率损失：光强≥700W/m2，修正到STC条件；7）EL检查：针对有明显外观缺陷、明显热斑和明显功率衰降的问题组件；8）光伏方阵相互遮挡损失：与国家标准GB/T 29196-2012规定条件的遮挡损失相比较；9）直流线损：修正到正常工作条件（NOC）或标准测试条件（STC）。修正到STC条件是检查是否符合设计值，修正到NOC条件则是反映正常工作条件下的直流线损；10）逆变器效率：全负载率效率曲线，按照加权效率给出结果；11）逆变器MPPT效率：至少3个不同负载率条件下检测，取平均值；12）变压器效率：全负载率效率曲线，按照加权效率给出结果； 13）交流线损：修正到正常工作条件（NOC）或STC条件。修正到STC条件是检查是否符合设计值，修正到NOC条件则是反映正常工作条件下的交流线损；14）被检测单元电能质量：全负荷曲线；15）被检测单元功率因数：全负荷曲线；16）对地绝缘性能检测：按照IEC 62446-2009要求检测；17）接地连续性检测：按照IEC 61730-2-2004的要求检测；18）接地电阻检测：按照GB/T 17949.1-2000的要求测量；19）防孤岛检测：接入配电网时，按照IEC 62446-2009要求检测；20）低电压穿越检测：接入输电网时，按照GB/T 19964-2011要求检测。7.3 光强和结温的测量和修正7.3.1光强的测量和修正 检测条件：辐照度＞700W/m2；测量方法：1）光强测量可以采用标准电池，也可以采用热电堆式总辐射计。标准电池应当与被测组件具有相同的光谱响应，采用热电堆式总辐射计时应进行光谱校准；2）标准电池应与被测组件共平面，偏差应小于2°；3）如果测量设备没有对标准电池的自动温度补偿功能，则应同时测量标准电池的温度。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以上光强的变化对光伏工作电压无影响）。因此，光强对功率也可以采用线性修正。如果测量设备没有对标准电池的自动温度补偿功能，则应对光强，即标准电池的短路电流，进行温度修正。7.3.2 温度的测量和修正 CNCA/CTS0016-2015 13 检测条件：无温度范围限制；测量方法：1）采用热传感器测量组件背板温度，温度测试精度应小于±1°C，重复偏差应小于±0.5°C；2）传感器的安装位置应距离接线盒至少10cm；3）传感器的安装不应影响到组件的实际温度，可以同时用红外热温仪扫描组件前面板的温度变化；4）科学选择测温点，当进行对抽样组串的红外扫描时，确定该组串中前表面温度能够代表平均温度的光伏组件，用于测量该组串的平均背板温度；5）如果条件不允许测量光伏组件的背板温度（如光伏组件紧贴屋面安装），也可以直接测量组件前表面的温度，但必须有被实验证明的组件前表面温度与组件结温的修正关系，并在测试报告中予以说明；6）如果长期组件温度监测系统的数据可信，也可以直接采用该数据。 修正方法：如果没有更为精确的方法监测光伏电池的结温时，可以通过测试得到的光伏组件温度简单推算光伏电池结温。按照光伏电池结温在光强1000W·m-2时比实测组件温度高2度，光强变化对结温的影响按照线性处理。如果拿到该PV组件的NOCT，NOCT-20度=环境温度与结温之差TJE，该差值与光强成正比，在现场对TJE进行光强线性修正，加上现场环境温度即可得到结温（GB/T 9535-1998）。7.4 电流、电压和功率的修正计算公式1）组件（或组串）参数: 实测电压Vc，实测电流Ic，实测功率Pc，修正电压Vx，修正电流Ix，修正功率Px，测试温度Tc，测试光强Qc；电流温度系数α，电压温度系数β，功率温度系数δ；2）修正到STC的基准条件：辐照度基准为1000W·m -2，温度基准为25 ºC；3）不对光谱进行修正；4）从对电压和电流的修正得到修正功率计算公式：Vx = Vc/(1 - β(25-Tc))Ix = Ic×(1000/Qc) /(1-α（25-Tc）)Px = Vx×Ix5）从功率直接修正的计算公式：Px = Pc×(1000/Qc) /(1-δ(25-Tc))8 光伏电站质量检查8.1 一般要求光伏电站现场检查包括：电站实际装机功率，光伏组件目测质量，光伏方阵支架形式和质 量，光伏方阵基础形式和质量，光伏组件/阵列排布及安装质量，直流电缆型号和质量，电缆铺设质量，汇流箱功能及质量，汇流箱内电气间隙/爬电距离