家庭户用光伏发电系统 第6部分：发电量评估方法

ICS 27.160 F12 CPIA 中国光伏行业协会标 准 T/CPIA XXX— 201X 家庭户用光伏发电系统 第 6 部分：发电量 评估方法 Residential Photovoltaic(PV) system Part 6: Yield Evaluation Method （ 征求意见 稿） （本稿完成日期 :2018-06-28） 201X - XX- XX 发布 201X- XX- XX 实施 中国光伏行业协会 发布 T/CPIA XXX—201X Ⅰ 目 次 前 言 . I 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 1 4 发电量评估方法 . 2 5 发电量评估数据采集要求 . 4 附录 A 5 附录 B 7 T/CPIA XXX—201X Ⅰ 前 言 本标准根据 GB/T 1.1-2009给出的 规则起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由中国光伏行业协会标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：。。。。。。 本标准主要起草人： 。。。。 T/CPIA XXX—201X 1 家庭户用光伏发电系统 第 6 部分：发电量评估方法 1 范围 本标准规定了户用并网光伏发电系统发电量评估方法。 本标准适用于以 220V、 380V电压等级接入用户侧电网或公共电网的户用并网光伏系统。本标准不适 用于带储能系统的户用并网光伏系统。 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 20513 光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则 IEC 61724-1 光伏系统性能 第 1部分：监测 (Photovoltaic system performance–Part 1: Monitoring) QX/T 89 太阳能资源评估方法 IEC 61724-4 光伏系统性能 第 4部分：衰减率评估方法 (Photovoltaic system performance–Part 4: Degradation Rate Evaluation Method) 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 系统能效比 PR Performance ratio 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) 3.2 标准能效比 PRstc Standard performance ratio 将不同气候区的能效比修正到标准结温（ 25℃），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。 3.3 功率比 Power ratio 校准到标准条件下（辐照量 1000W/m2，电池结温 25℃）的光伏阵列交流输出功率与光伏额定装机 功率的比值，用百分比表示，是评估光伏电站发电能力的指标。 3.4 T/CPIA XXX—201X 2 单位装机发电量 Yield per kilowatt 光伏电站实际发电量与光伏直流初始额定功率的比值，单位是 KWh/KW。 3.5 样本电站 household PV station sample 按合适的区域归类并挑选出用于计算一定周期内单位装机发电量数据的样本的集合。 3.6 算术平均数 Average 表示一组数据 集中趋势 的量数，是指在一 组数据中所有数据之和再除以这组数据的个数。 3.7 发电量偏差 △ E Yield difference 系统实际发电量与样本电站发电量数据算术平均值的偏移比例，以百分数表示。可用来评估户用光 伏电站发电量是否异常。 3.8 交流输出功率 AC output power 针对样本电站采用不同采样频率，通过逆变器上传的光伏电站交流输出功率数值。 3.9 交流输出功率偏差 △ P AC power difference 4 发电量评估方法 4.1 系统能效比（ PR）测量方法 4.1.1系统能效比测试 按照附录 A进行。 4.1.2测试时间应不少于 7天，且累计辐照应不小于 30kWh/m2。 4.1.3当组件安装倾角和方位角不一致时， 应对 所有 不同 安装倾角和方位角的发电单元进行测试。 4.2 功率比测量方法 功率比的测量方法参照附录 B进行。 4.3 发电量偏移评估方法 4.3.1宜 对比 满足数量和质量要求的样本电站的单位装机发电量来评估户用光伏电站发电量。 4.3.2区域划分宜参照 QX/T 89《太阳能资源评估方法》 来 确认各地光资源分布。统计数据宜以 地级市 进行区域划分，有条件的推荐细分到县级区域。当区域内辐照资源相差在 10%以上时，应重新细分区域。 T/CPIA XXX—201X 3 4.3.3样本电站数量宜不少于 50 户。 4.3.4应对区域样本电站进行分析，评估该区域样本电站中造成发电量不一致的影响因素及其影响程 度，数据处理前宜从样本电站中剔除因安装条件导致发电量被严重影响的电站。 4.3.5 选择合适的统计周期（日、周、月、季度或年 等 ），采集符合要求的样本电站逆变器上传的发电 量数值，并换算为样本电站单位装机发电量，采用算术平均数方法计算出平均发电量 Yavg， 见 式 （ 1） ， 并计算 单个样本电站发电量 Y相对样本电站平均发电量 Yavg的 发电量偏差 △ E， 见 式 （ 2） 。 n n 1avg YY （ 1） avgYY△E  （ 2） 4.3.6样本电站发电量数据应随运行时间增长和样本电站数量增加而不断得到累积，宜对所选区域样本 电站平均发电量 Yavg及发电量偏差 △ E的 判定标准不断验证，并持续迭 代更新。 4.4 交流输出功率偏移评估方法 4.4.1实时监控并评估电站发电量宜采用交流输出功率偏移方法，样本电站及数据采集宜以县 为单位来 划分区域 。 4.4.2样本电站应通过有效通讯方式上传逆变器实时交流发电数据，数据采集频率不宜大于 1小时。 4.4.3统计时应将交流输出功率换算为单位装机容量的交流输出功率 Yp，对同一时间采集到的样本电站 单位装机容量交流输出功率用算术平均值方法计算其平均交流输出功率 Yp-avg， 见 式 （ 3） ， 计算每个样 本电站单位装机容量交流输出功率与平均值的偏移量 △ P， 见 式 （ 4） 。 宜绘制或由软件系统显示不同采 样时间电站单位装机容量交流输出功率与平均交流输出功率的波动趋势图，如图 1所示。 n n 1 pavg-p YY （ 3） avg-pp Y-Y△P  （ 4） - 10.0% - 8.0% - 6.0 % - 4.0% - 2.0% 0.0 % 2.0 % 4.0 % 6.0 % 8.0 % 10 .0% 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 样本电站单位装机交流输出功率（ KW ） 单位装机平均交流输出功率（ KW ） 输出功率偏差 图 1 交流输出功率波动趋势图 T/CPIA XXX—201X 4 5 发电量评估数据采集要求 对 4.3和 4.4两种发电量评估方法，数据的采集 应 满足如下要求： a)应建立完善的户用电站监控平台，建成电站应纳入监控平台并正常上传发电数据 ，数据应可通过 互联网或手机 APP实时访问。 b)户用光伏电站逆变器宜采用 GPRS 通讯方式将直流输入和交流输出数据上传网络云端，在安装地 点具备条件时，可采用 3G、 4G、有线或无线等通讯方式。 c)数据采集时间间隔不大于 10min，采集精度误差不大于 1%。 d)数据采集应至少包括日发电量、交流输出功率、直流输入功率、直流输入组串电压和电流，交流 输出电压和电流、 故障报警信息等。 e)通过互联网或 APP查询的逆变器发电量数据，与符合精度要求的计量电表间误差应不超过± 1%。 f)当偏移超过设定的标准时，监控平台宜推送报警信息。 T/CPIA XXX—201X 5 附录 A (资料性附录 ) 光伏系统能效比（ PR）测试方法 A.1 目的 光伏系统能效比测试（ PR性能测试）用于证明光伏系统的整体转换效率能够满足系统设计转换效率 的要求。 A.2 测试条件 测试从测试周期第一天的 0:00点开始，到测试周期最后一天的 24:00点结束，以便被测设备在早晨 自动开始运行，输出功率，然后在傍晚自动进入待机状态。 光伏系统无限电或断电情况。 光伏系统正常运行所需的所有设备均应当按照正常的自动模式或手动模式运行。 在完成功能测试和正常调试程序后，应马上进行测试，以便所有关键系统均能够 正常运行。 A.3 特殊情况 3.1 冰雪 当冰雪覆盖了光伏阵列的任何一部分时，此段时间不应计入性能测试周期。此时，性能测试周期应 延长或者推迟，直至整个光伏阵列没有被冰雪覆盖及其它障碍物遮挡。 3.2 断电、限电 测试期间有断电或限电情况发生时，该期间的测试数据不参与计算，但是需要在测试报告中注明。 3.3 不可抗力 如果在测试周期内发生合同方无法控制的不可抗力所导致的发电量下降不应计入性能测试的计算 结果。此时，性能测试周期应延长或者推迟，直至系统恢复正常运行，应在测试记录中记录不可抗力导 致发电量 下降的情况。不可抗力包括（但不限于）业主要求的临时停电、电网临时停电和电网异常导致 的预期发电量下降。 A.4 测试仪器 用于测量光伏阵列表面辐照度的仪器应全部安装到位并且工作状态良好，符合 ISO二级标准的辐照 强度仪应安装于光伏阵列倾斜面（如果是跟踪支架系统，应安装在跟踪支架上，不要安装在光伏组件上）。 电能计量表精度不低于 0.1级。 组件温度的测量，应使用三个或者更多热电偶传感器，根据 IEC61829标准中所规定的位置进行安装 和测量，如下图，并且应均匀布置于整个场地。将传感器采用导热良好的粘结剂牢固地粘附 在组件背面。 温度 传感器量程至少为 -40℃ -85℃， 准确度 不低于± 2℃。 A.5 测试程序 T/CPIA XXX—201X 6 a) 准确统计光伏电站的组件标称功率之和，记做 P(kW)； b) 将辐照度测试设备安装于光伏阵列倾斜面（如果是跟踪支架系统，应安装在跟踪支架上，不要 安装在光伏组件上），测试光伏方阵倾斜面的辐照度； c) 将温度传感器粘贴在组件背面中心位置电池中心，确保和背板中间无空隙，测试组件背板的温 度 Tm(℃ )； d) 设置设备的采样间隔，应不大于 1min,记录方阵面的实时辐照、背板温度以及累计辐照，累计 辐照 H（ Wh/m2）； 同时记录测试期间的电站上网 电量 Eout(kWh)。 图 A1 温度传感器布置的位置 A.6 能效比 PR计算 系统能效比按照下列公式计算： EPR H P G  (A1) 其中： E代表光伏系统并网点处净发电量（单位： kWh)。 P 代表光伏系统全部光伏组件容量（单位： kWp) H 代表光伏组 件倾斜面在测试期间接收的单位面积累积辐射量 (单位： Wh/m2) G 代表标准测试条件下辐照度， 1000W/m2。 A.7 标准能效比 PRSTC计算 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， 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（ 25° C ）的能效比。由于修正到 25° C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。为了进行温度修正，引入温度 修正系数 C： C = 1 + δ (Tm – 25° C) 式中 ： δ —— 光伏组件的最大功率温度系数 Tm—— 评估周期内组件实测背板温度和辐照的加权平均温度 C—— 组件的温度修正系数 T/CPIA XXX—201X 7 标准性能比的计算公式如下： PRstc = (E/（ C P)） /( H/G) 附录 B (资料性附录 ) 功率比测试方法 B.1 目的 光伏系统的功率比用于证明光伏系统的整体转换效率能够满足系统设计的要求。 B.2 测试条件 a) 光伏系统没有限功率运行； b) 方阵面辐照强度≥ 700W/m2，辐照度波动在± 5W以内，组件背板温度波动在± 0.1℃以内； c) 光伏方阵没有被遮挡，且没有积雪等特殊情况。 B.3 测试仪器 a) 总辐照度计或标准太阳电池，总辐照度计应符合 ISO二级标准，标准太阳电池应和所测光伏系 统的组件具有相同的光谱响应。 b) 温度传感器，温度传感器量程应覆盖现场实际测试温度范围，准确度不低于± 1℃。 c) 功率分析仪，含电压、电流传感器的整体测量准确度应在± 3%以内。 B.4 测试程序 a) 准确统计光伏电站的组件标称功率之和，记做 Prat-STC(kW)； b) 将辐照度测试设备安装于光伏阵列倾斜面（如果是跟踪支架系统，应安装在跟踪支架上，不要 安装在光伏组件上），测 试光伏方阵倾斜面的辐照度 Gmean（ W/m2）； c) 将温度传感器粘贴在组件背面中心位置电池中心，确保和背板中间无空隙，测试组件背板的温 度 TC(℃ )； d) 将功率分析仪接入交流并网逆变器输出端，采用间隔不大于 1s，仪器应设置为自动采集和存储 , 测试光伏电站的输出功率 Pmeas（ kW）； e) 记录同一时刻的光伏电站的输出功率 Pmeas、 Gmeas、 TC； f) 将测试的光伏电站的交流输出功率 Pmeas（ kW）修正到 STC条件（ 1000W/m2， 25℃），得到修正后 的输出功率 Pcorr-STC，修正公式如下： Pcorr-STC = Pmeas/((Gmeas/GSTC)[1+δ (TC-TSTC)]) (B1) 式中 ， Pcorr-STC—— 修正到 STC条件的交流输出功率， kW； Pmeas—— 实测交流输出功率， kW； Gmeas—— 实测方阵面辐照， W/m2； GSTC—— 1000W/m2; T/CPIA XXX—201X 8 δ —— 组件最大功率温度系数， %/℃； Tc—— 实测组件 背板 温度； TSTC—— STC下 电池 温度 ， 25℃。 g) 计算光伏电站功率比 RS= Pcorr-STC/Prat-STC× 100%。 h) 重复测试三次，取三次结果的算术平均值作为最终结果。 i) 光伏电站功率比不包括温升损失、、早晚遮挡损失、弃光损失、电站停机损失等与时间相关的 损失。