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1、ICS目次前言II1X围12规X性引用文件13术语和定义14文件资料和气象环境监测数据收集35现场检测和数据修正规如此46光伏电站性能测试57光伏电站系统性能比评估118检测评估报告14附录A规X性附录光伏电站性能测试与整体性能评估主流程15附录B规X性附录光伏电站根本信息记录表16附录C规X性附录光伏电站气象环境系统数据记录表17附录D规X性附录光伏电站性能测试记录表18附录E规X性附录光伏电站系统性能比评估数据记录表24附录F规X性附录检测结果记录表汇总表25前言本本规X根据GB/T1.1-2009给出的规如此起草。本标准由某某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：某某省计
2、量科学研究院、某某师X学院某某省建材设备节能与智能化控制工程研究中心、某某科诚节能环保检测技术某某、某某市辐射环境监视管理站、某某职业技术学院、某某省辐射安全技术中心、某某省建筑工程标准定额站。本标准主要起草人：赵军、程涛、X江峰、黄成伟、是凡、耿晓菊、唐庆伟、吉晓红、冀艳霞。本标准参与起草人：邓小君、X莲敏、黄静、齐志伟、韩会丽、夏燕杰、黄强。并网光伏发电系统性能测试技术规X1 X围本标准规定了并网光伏电站性能测试的定义、测试方法、技术要求和判定原如此。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，不适用于储能电站与独立光伏系统。2 规X性引用文件如下文件对于本文件的应用
3、是必不可少的。但凡注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。但凡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/T2297-1989 太阳光伏能源系统术语GB/T 6495.3 光伏器件 第3局部：地面用光伏器件的测量原理与标准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/T17949.1 接地系统的土壤电阻率、接地阻抗和地面电位测量导如此 第1局部：常规测量GB/T18210-2000 晶体硅
4、光伏(PV)方阵I-V 特性的现场测量GB/T19964-2012 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、数据交换和分析导如此GB/T29196-2012 独立光伏系统技术规XGB/T29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 50797:2012光伏发电站设计规XNB/T 32012-2013 光伏发电站太阳能资源实时监测技术规XCA/CTS0004-2010并网光伏发电系统工程验收根本要求IEC TC82 光伏系统能量性能评估方法技术标准IEC61140-2009 电击防护装置和设备的通用概念IEC61829-1995 晶体硅
5、光伏方阵I-V特性现场测量IEC 62446:2009 并网光伏系统系统文件、试运行测试和检查的最低要求3 术语和定义如下术语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Gi表示，单位为千瓦每平方米kW/m2。3.3环境温度光伏方阵附近的温度，可通过防止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标准测试条件1000 W
6、/m2的总辐照度，25电池温度，光谱AM1.5，太阳光谱分布按GB/T 6495.3的规定执行。3.6光伏组件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%。3.7光伏失配损失光伏组件的串联失配损失：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%。光伏组串的并联失配损失：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%。3.8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
7、压的比值，单位为百分比%。3.9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，单位为百分比%。3.10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%。3.11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。3.12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。计算见公式12。3.13光伏发电系统标准性能比进展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。计算见公
8、式1415。3.14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X围下的性能比，结合电站当地历史辐照度分布情况进展加权平均得到的数值，用百分比表示。计算见公式16。4 文件资料和气象环境监测数据收集与测量4.1 文件资料收集在进展测试之前应进展如下文件的收集： 光伏电站根本资料； 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X围，逆变器最高和加权效率等； 光伏方阵设计与组件排布图； 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
9、电流；电流温度系数，电压温度系数，功率温度系数； 光伏方阵面一周、一月与一年的总辐照能量 光伏组件一周、一月与一年的平均电池结温 并网计费点的一周、一月与一年的总发电量注： 假如现场能收集到光伏电站监测的历史数据，如此可以选择一周、一月与一年的相关数据进展性能比和标准性能比的计算。假如收集不到历史数据，如此需要现场进展相关数据的测试，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 气象环境监测数据的测量4.3 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 32012-2013中5.1的规定，试验方法应按照该条款的要求
10、。4.4 环境温度环境温度测量应防止阳光直射，且保持空气流通。温度计的技术参数应符合NB/T 32012-2013中5.7的规定，试验方法应按照该条款的要求。4.5 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/T18210-2000中的要求进展。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 32012-2013中5.7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500W/m2K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
11、影响。4.6 风速/风向测量光伏电站应安装风速和风向监测装置。风速传感器的技术参数应符合NB/T 32012-2013中5.5和5.6的规定，试验方法应按照该条款的要求。以上收集数据记录到附录C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如此5.1 抽样规如此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、差进展分档，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根本电参数，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个组串进展现场检测。对于有
12、多种光伏组件和逆变器的光伏电站，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根本电参数，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个组串进展现场检测。5.2 检测根本条件和修正规如此热斑检查：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700W/m2，修正到标准测试条件；污渍遮挡损失: 辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；光伏组件性能衰降：辐照度700W/m2，修正到标准测试条件；光伏组件/组串的串并联失配损失：辐照度70
13、0W/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700W/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700W/m2，修正到标准测试条件；并网点电能质量：辐照度700W/m2；防孤岛性能测试：接入配电网时，按IEC 62446:2009要求测试；对地绝缘性能检测：按IEC62446-2009要求检测；接地连续性检测：按IEC61140-2009的要求检测；5.3 辐照度和结温的修正规如此5.4 辐照度修正规如此检测条件：辐照度700W/m2；修正方法：线性等比例修正，仅对电流进展修正，不对电压进
14、展修正认为700W/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。5.5 温度修正规如此检测条件：无温度X围限制；修正方法：在辐照度高于700W/m2时，以电池结温对电流、电压和功率进展修正。5.6 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。(1)式中：修正电压，单位为伏V；实测电压，单位为伏V；光伏组件电压温度系数，单位为每摄氏度1/；电池结温，单位为摄氏度。电流的修正计算见公式2。(2)式中：修正电流，单位为安培A；实测电流，单位为安培A；测试光伏方阵面辐照度，单位为千瓦
15、每平米kW/m2；光伏组件电流温度系数，单位为每摄氏度1/；电池结温，单位为摄氏度。功率的修正计算见公式3。(3)式中：修正功率，单位为瓦W；实测功率，单位为瓦W；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/；电池结温，单位为摄氏度。6 光伏电站性能测试6.1 热斑检查检测方法：对抽样单元的全部光伏组件进展红外扫描，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600W/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
16、高温的原因，同时保存影像，并记录有问题组件的位置。在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，以便与正常组件进展比拟，热斑组件的功率衰降率计算见公式4。(4)式中：组件热斑功率衰降率；无热斑组件修整功率，单位为瓦W；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：应附热斑组件和比照计算用的无热斑组件的红外成像照片。6.2 光伏系统污渍和灰尘遮挡损失检测方法：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与上一次的清洗时间。
17、应附清洗前和清洗后被测组串照片。计算见公式5。(5)式中：组串灰尘损失；组串清洁后修正功率值，单位为瓦W；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D.1内。6.3 光伏组件功率衰降检测方法：待测试方阵面辐照度超过700W/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，修正到标准测试条件，同标称功率比拟，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D.2内。6.4 光伏系统串并联失配损失
18、6.4.1 组串内光伏组件的失配损失检测方法：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。计算公式：(6)式中：光伏组件的失配损失；组件修正功率，单位为W；组串修正功率值，单位为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D.3内。6.4.2 多个组串并联的失配损失检测方法：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
19、线，同时记录辐照度和组件电池结温；分别修正到STC条件。计算公式：(7)式中：光伏组串的并联失配损失；组串修正功率值，单位为W；汇流箱修正功率值，单位为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D.4内。6.4.3 多个汇流箱并联的失配损失检测方法：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。计算公式：(8)式中：光伏汇流箱的失配损失；汇流箱修正功率值，单位为W；逆变器光伏输入修正功率值，单位为W；
20、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D.5内。6.5 光伏组件的隐裂检查抽样原如此：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展电致发光测试。检测方法：采用电致发光测试仪对问题组件进展测试。检测时记录隐裂、黑片、断栅、裂片、虚焊等问题并保存影像，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抽样：从一台汇流箱所对应的组串中抽取近、中、远三个组串进展检测。检测方法：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
21、温度。取近、中、远直流线损的算术平均值作为平均直流线损。计算公式：(9)式中：组串直流线损；光伏组串标准测试条件下工作电流，单位为A；组串出口直流电压，单位为V；汇流箱入口直流电压，单位为V；组串在汇流箱入口的直流电流，单位为A；光伏组串标准测试条件下工作电压，单位为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D.6内。6.6.2 汇流箱到逆变器的直流线损抽样：从一台逆变器所对应的汇流箱中抽取近、中、远三台汇流箱进展直流线损检测。检测方法：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
22、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。计算公式：(10)式中：汇流箱到逆变器的直流线损；汇流箱标准测试条件下工作电流，单位为A；汇流箱出口直流电压，单位为V；逆变器入口直流电压，单位为V；逆变器入口直流电流，单位为A；汇流箱标准测试条件下工作电压，单位为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D.7内。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。检测方法：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
23、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D.8内。变压器到并网点交流线损检测数据记录在附录D.9内。6.8 逆变器效率假如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D.7内。b) 根据附录D.7表中的数据，绘制逆变器4个典型日的全功率X围效率曲线，并计算4个典型日逆变器的加权效率：(11)逆变器的加权效率应不低于96%。假如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
24、：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D.10内。逆变器的加权效率应不低于96%。6.9 电能质量测试检测方式：按照国家电网公司企业标准Q/GDW 1924-2013光伏发电站电能质量检测技术规程来执行，在电站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：参照标准GB/T 14549电能质量公用电网谐波；电压偏差：参照标准GB/T 12325电能质量供电电压偏差；电压波动和闪变：参照标准GB/T 12326电能质量电压波动和闪变；三相电压不平衡：参照标准GB/T
25、15543电能质量三相电压不平衡；频率偏差：参照标准GB/T 15945电能质量电力系统频率偏差；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D.11内。6.10 防孤岛性能检测光伏发电系统的防孤岛安全功能，需依据GB/T29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定进展测试。6.11 光伏方阵绝缘性检测方法： 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，应分别进展方阵电缆与组件边框与大地的绝缘测试。 对于没有导电边框的光伏组件方阵如：双玻组件、屋顶光伏
26、瓦片，应在方阵电缆与接地体之间进展绝缘测试。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：光伏系统对地绝缘电阻的最小限值测试方法系统电压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与组件边框12025060050010001000检测数据记录在附录D.12内。6.12 接地连续性检测检测方法：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D.13内
27、。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公式：(12)式中：电站系统性能比，或光伏电站综合能量效率比；并网计费点的一周、一月或一年的总发电量,单位为kWh；光伏发电系统额定功率，单位为kW；光伏方阵面一周、一月或一年的总辐照能量，单位为kWh/ m2；标准测试条件辐照度，1000W/m2。注： 计算方法详见GB/T 20513-2006 光伏系统性能监测、测量、数据交换和分析导如此。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
28、温度的影响，可以用标准性能比对光伏电站进展评估，标准性能比是将温度条件修正到标准测试条件的性能比。为了进展温度修正，引入温度修正系数：(13)式中：第种组件的温度修正系数；第种光伏组件的功率温度系数；评估周期内电池的平均工作结温，单位为；如果光伏电站只有一种组件，如此标准性能比的计算公式如下：(14)式中：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，如此标准性能比的计算公式如下：(15)式中：第种光伏组件的装机容量占比。即将不同类型光伏组件装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，然后再进展温度修正。7.1.3 评估要求光伏系统性能比评估应按照如下要求进
29、展评估：a) 测试组人员进展性能比评估时，应从电站收集到相应数据，除特殊情况，不进展现场测试获取此类数据。b) 测试组人员进展标准性能比评估时，修正使用的温度值应为评估周期内的平均电池结温。c) 本局部评估结果记录在附录F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。本规X中系统加权性能比采用在不同总水平辐照度(30020 W/m2,50020 W/m2,70020 W/m2,90020W/m2) 时的电站性能比测量值，分别代表光伏电站系统在2
30、00-400 W/m2，400-600W/m2，600-800 W/m2,800-1000 W/m2辐照度X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展加权平均得到整个系统加权性能比,计算方法见式16。(16)式中：加权性能比；在总水平辐照度X围30020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数；在总水平辐照度X围50020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数；在总水平辐照度X围70020W/下某个具体测试点的光伏系统运行效率的权重系数；在总水平辐照度X围90020W/下某个具
31、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。(17)式中：效率权重系数；时，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kWh；时，是一年中辐照度为400-600 W/m2强度段的累计辐照能量，单位为kWh；时，是一年中辐照度为600-800 W/m2强度段的累计辐照能量，单位为kWh；时，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kWh；在(30020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(50020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试
32、点的光伏系统的运行效率；在(70020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(90020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统的运行效率；在(30020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(50020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(70020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(90020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统输出功率，单位为W；在(30020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W；
33、在(50020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W；在(70020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W；在(90020)W/总水平辐照强度X围下某个具体测试点的光伏系统理论输出功率，单位为W。光伏系统理论输出功率计算方法见式18。(18)式中：测得的方阵面辐照强度，单位为W/；标准测试条件下的辐照度1000 W/；/W，为光强修正系数；表示组件的功率温度系数，单位为1/；是组件的电池结温，单位为；表示光伏电站系统的标称功率，单位为W。注： 式18中，为光强校正项，采用的是工程上准确计算常用的非线性校正法；为温度校正项。7.
34、2.2 测试要求光伏系统加权性能比应按照如下要求进展测试：a) 测试由经过授权的专业人员进展，做好安全防护，遵守相关种作业规X；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，以防止云层遮挡导致阵列发电效率不均匀产生误差。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准确到秒，辐照度计最大允许误差20W/
35、m2，组件温度测量传感器最大允许误差2。7.2.3 测试方法光伏系统加权性能比应按照如下步骤进展测试：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与权重值。c) 同步测量所需总辐照度值下的环境温度，组件外表的辐照度值，并网点处的输出功率值,将测试结果记录至附录E表E.1中。优先选择可连续监控记录以上参数的测试设备，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E表E.2中，根据式16计算系统发电效率。注： 假如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
36、数据进展分析计算。假如现场收集不到，可以借鉴本地或相近地区气象监测数据进展权重系数的计算。8 检测评估报告光伏电站的检测评估报告至少应包括如下内容：1) 光伏电站根本信息；2) 光伏电站检测结果汇总；3) 测试说明：依据标准，测试设备，抽样原如此，测试条件和数据修正原如此；4) 光伏电站总体性能评估：性能比、标准性能比或 加权性能比；5) 光伏电站性能测试12项。AA附录A 规X性附录光伏电站性能测试与整体性能评估主流程BB附录B 规X性附录光伏电站根本信息记录表电站名称根本信息电站地点经纬度组件规格供给商名称汇流箱规格供给商名称逆变器规格供给商名称电站建设开始时间电站建成时间运行模式电站清洗
37、频率晚上是否停止变压器电站采暖方式测试时空调是否投运CC附录C 规X性附录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0:00:000:05:000:10:000:15:000:20:000:25:000:30:000:35:000:40:000:45:000:50:000:55:001:00:001:05:001:10:001:15:001:20:001:25:001:30:001:35:001:40:00D附录D 规X性附录光伏电站性能测试记录表表D.1 组串灰尘损失测试记录表测试
38、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D.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WVocVIscAV
39、pmVIpmAPmaxW辐照度背板温度/电池结温()修正功率(W)功率衰降%123456平均功率衰降率%表D.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D.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D.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：表D.6 光伏组串到汇流箱的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/
40、m2)组件温度C电池结温C电缆电阻STC 电流ASTC 电压降VSTC 工作电压VSTC 电缆线损%平均STC 线损%表D.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ASTC 电压降VSTC 工作电压VSTC 电缆线损%平均STC 线损%表D.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器A 相输出电压V逆变器B 相输出电压V逆变器C 相输出电压V逆变器A 相电流A逆变器B 相电流A逆变器C 相电流A变压器A 相输入电压V变压器B 相输入电压V变压器C 相输入电压VA 相电压降VB 相电压降VC 相电压降VA 相线损%B 相线损%C 相线损%平均逆变器到变压器交流线损%表D.9 变压器到并网点交流线损变压器和并网点位置：测试项目测试结果变压器A 相输出电压V变压器B 相输出电压V变压器C 相输出电压VA 相电流AB 相电流AC 相电流A并网点A 相输入电压V并网点B 相输入电压V并网点C 相输入电压VA 相电压降VB 相电压降VC 相电压
