并网光伏发电系统性能测试技术规范报批稿最终报批稿模板.doc

ICS 27.160
K 83
DB41
河南省地方标准
DB 41/T XXXXX—XXXX

并网光伏发电系统性能测试技术规范

XXXX - XX - XX公布
XXXX - XX - XX实施
河南省质量技术监督局   公布

目次
前  言 II
1　范围 1
2　规范性引用文件 1
3　术语和定义 1
4　文件资料和气象环境监测数据搜集 3
5　现场检测和数据修正规则 4
6　光伏电站性能测试 5
7　光伏电站系统性能比评定 11
8　检测评定汇报 14
附录A（规范性附录）　光伏电站性能测试和整体性能评定主步骤 15
附录B（规范性附录）　光伏电站基础信息统计表 16
附录C（规范性附录）　光伏电站气象环境系统数据统计表 17
附录D（规范性附录）　光伏电站性能测试统计表 18
附录E（规范性附录）　光伏电站系统性能比评定数据统计表 24
附录F（规范性附录）　检测结果统计表汇总表 25

前  言
本本规范依据GB/T1.1-给出规则起草。
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和智能化控制工程研究中心、河南科诚节能环境保护检测技术、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、河南省建筑工程标准定额站。
本标准关键起草人：赵军、程涛、刘江峰、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、张莲敏、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范
1　 范围
本标准要求了并网光伏电站性能测试定义、测试方法、技术要求和判定标准。
本标准适适用于地面安装并网光伏电站、建筑结合分布式并网光伏电站，不适适用于储能电站及独立光伏系统。
2　 规范性引用文件
下列文件对于本文件应用是必不可少。通常注日期引用文件，仅所注日期版本适适用于本文件。通常不注日期引用文件，其最新版本（包含全部修改单）适适用于本文件。
GB/T 2297-1989 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 特征现场测量
GB/T 19964- 光伏发电站接入电力系统技术要求
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要求
GB/T 50797: 光伏发电站设计规范
NB/T 3- 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础要求
IEC TC82 光伏系统能量性能评定方法技术标准
IEC 61140- 电击防护装置和设备通用概念
IEC 61829-1995 晶体硅光伏方阵I-V特征现场测量
IEC 62446: 并网光伏系统系统文件、试运行测试和检验最低要求
3　 术语和定义
下列术语和定义适适用于本文件。
3.1　
水平面总辐照度
被测光伏方阵周围，水平面上太阳辐照强度，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
光伏方阵周围温度，可经过避免辐照且空气流通防护罩测得，用Tamb 表示，单位为摄氏度（ºC）。
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组件背板温度，用Tmod 表示，单位为摄氏度（ºC）。
3.5　
标准测试条件
1000 W/m2总辐照度，25℃电池温度，光谱AM1.5，太阳光谱分布按GB/T 6495.3要求实施。
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和评定时实测修正到标准测试条件下功率之差和标准测试条件下标称功率比值，单位为百分比（%）。
3.7　
光伏失配损失
光伏组件串联失配损失：光伏组串中全部组件最大功率代数和和光伏组串最大功率差值和全部组件最大功率代数和之比值，单位为百分比（%）。
光伏组串并联失配损失：并联回路中全部光伏组串最大功率代数和和该并联回路最大功率（或该回路实际工作功率）差值和全部组串最大功率代数和之比值，单位为百分比（%）。
3.8　
直流线损
一条直流线路电压降和该条直流线路入口电压比值，单位为百分比（%）。
3.9　
交流线损
一条交流线路电压降和该条交流线路入口电压比值，单位为百分比（%）。
3.10　
逆变器效率
任意时刻逆变器输出功率和输入功率比值，单位为百分比（%）。
3.11　
并网点
对于有升压站光伏电站，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站光伏电站，指光伏发电站输出汇总点。
3.12　
光伏发电系统性能比
光伏等效利用小时数和峰值日照时数比值，单位为百分比（%），性能比是评定光伏电站质量综合性指标。计算见公式（12）。
3.13　
光伏发电系统标准性能比
进行温度和辐照度修正后，排除了因为使用地点环境温度不一样造成差异光伏发电系统性能比，用百分比表示，更正确反应了光伏电站实际质量。计算见公式（14）（15）。
3.14　
光伏发电系统加权性能比
光伏发电系统在不一样水平辐照度范围下性能比，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搜集及测量
4.1　 文件资料搜集
在进行测试之前应进行下列文件搜集：
—— 光伏电站基础资料；
—— 光伏电站电气连接图；
—— 光伏电站平面部署图；
—— 光伏组串结构和电参数；
—— 逆变器关键技术参数：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；
—— 关键设备产品说明书：光伏组件，逆变器，汇流箱，变压器等。
—— 不一样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，电压温度系数，功率温度系数；
—— 光伏方阵面一周、一月及十二个月总辐照能量
—— 光伏组件一周、一月及十二个月平均电池结温
—— 并网计费点一周、一月及十二个月总发电量
注： 若现场能搜集到光伏电站监测历史数据，则能够选择一周、一月及十二个月相关数据进行性能比和标准性能比计算。若搜集不到历史数据，则需要现场进行相关数据测试，测试天数能够由检测人员依据实际情况确定，但不少于3天。
4.2　 气象环境监测数据测量
4.3　 太阳辐照度
光伏电站系统应含有水平面辐照度和方阵面辐照度实时测量装置，辐照度传感器技术参数应符合NB/T 3-中5.1要求，试验方法应根据该条款要求。
4.4　 环境温度
环境温度测量应避免阳光直射，且保持空气流通。温度计技术参数应符合NB/T 3-中5.7要求，试验方法应根据该条款要求。
4.5　 光伏组件温度和电池结温
取光伏组件背板温度+2℃作为电池结温。光伏组件温度测量传感器位置选择应根据GB/T 18210-中要求进行。对于不一样类型组件，每一个组件最少安装一套组件温度测量装置。温度计技术参数应符合NB/T 3-中5.7要求，试验方法应根据该条款要求。
注1： 温度传感器和组件之间含有良好热传导，导热系数应达成500W/m2·K或更高；
注2： 温度传感器安装不应对前面电池片温度造成大影响。
4.6　 风速/风向测量
光伏电站应安装风速和风向监测装置。风速传感器技术参数应符合NB/T 3-中5.5和5.6要求，试验方法应根据该条款要求。
以上搜集数据统计到附录C光伏电站气象环境监测数据统计表中。
5　 现场检测和数据修正规则
5.1　 抽样规则
对于只有单一品种光伏组件和逆变器光伏电站，依据电站运行数据，以逆变器单机为一个单元，根据好、中、差进行分档，每档抽取一个单元。连续检测每一个单元全部光伏组串发电量和基础电参数，测试周期最少3天。将全部组串发电量从大到小排序，根据1：3：1百分比分为好、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。
对于有多个光伏组件和逆变器光伏电站，以逆变器单机为一个单元，对不一样品种光伏组件和逆变器各抽取一个单元。连续检测每一个单元全部光伏组串发电量和基础电参数，测试周期最少3天。 将全部组串发电量从大到小排序，根据1：3：1百分比分为好、中、差三档，从各档中随机抽取2个组串进行现场检测。
5.2　 检测基础条件和修正规则
热斑检验：用红外热像仪检测抽样单元全部组件，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/组串串并联失配损失：辐照度≥700W/m2，修正到标准测试条件；
隐裂检验：用电致发光成像设备检测有显著问题组件；
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，根据加权效率给出结果；
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: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-要求检测；
5.3　 辐照度和结温修正规则
5.4　 辐照度修正规则
检测条件：辐照度≥700W/m2；
修正方法：线性等百分比修正，仅对电流进行修正，不对电压进行修正（认为700W/m2以上辐照度改变对光伏电池工作电压无影响）。所以，辐照度对功率也能够采取线性修正。
注： 本标准中辐照度修正是指光伏方阵面辐照度修正，有特殊申明除外。
5.5　 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700W/m2时，以电池结温对电流、电压和功率进行修正。
5.6　 电流、电压和功率修正计算公式
电压修正计算见公式（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　 热斑检验
检测方法：对抽样单元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，且方阵面辐照度应高于600W/m2，以确保有足够电流使有问题部位产生高温。红外扫描应关键发觉电池热斑、有问题旁路二极管、接线盒、连接器等。
注意一旦发觉温度异常应从组件正反两面扫描以正确判定引发高温原因，同时保留影像，并统计有问题组件位置。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。
对于有严重问题组件，应检测电性能，方便和正常组件进行比较，热斑组件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：应附热斑组件和对比计算用无热斑组件红外成像照片。
6.2　 光伏系统污渍和灰尘遮挡损失
检测方法：在抽样组串中找出含有代表性积灰组串，清洗前后分别检测一次I-V曲线，统计对应光强和组件温度；分别修正到标准测试条件。同时统计清洗周期和上一次清洗时间。应附清洗前和清洗后被测组串照片。
计算见公式（5）。
(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：不应超出5%。
检测数据统计在附录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出700W/m2 时，检测选定且清洗洁净组串中每一块组件I-V 曲线，同时统计光强和组件温度，修正到标准测试条件，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年内衰降率不超出2.5%，2年内衰降率不超出3.2%；单晶硅组件1年内衰降不应超出3.0%，2年内衰降不应超出4.2%。
检测数据统计在附录D.2内。
6.4　 光伏系统串并联失配损失
6.4.1　 组串内光伏组件失配损失
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，统计辐照度和组件电池结温；再检测整个组串I-V 曲线，统计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出1%。
检测数据统计在附录D.3内。
6.4.2　 多个组串并联失配损失
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，统计辐照度和组件电池结温；接通汇流箱，使其处于工作状态，统计工作电压和工作电流（如I-V 测试仪许可，最好检测选定汇流箱I-V 曲线），同时统计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出2%。
检测数据统计在附录D.4内。
6.4.3　 多个汇流箱并联失配损失
检测方法：断开逆变器输入开关，对选定逆变器中每一个汇流箱检测I-V 曲线，统计辐照度和组件电池温度；接通逆变器输入开关，使全部汇流箱处于正常工作状态，统计工作电压和工作电流，同时统计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；
判定条件：汇流箱并联失配损失最高不应超出2%。
检测数据统计在附录D.5内。
6.5　 光伏组件隐裂检验
抽样标准：依据前面测试，对红外扫描和I-V测试发觉有严重热斑或功率衰降严重组件进行电致发光测试。
检测方法：采取电致发光测试仪对问题组件进行测试。检测时统计隐裂、黑片、断栅、裂片、虚焊等问题并保留影像，标识问题位置，方便分析问题。
6.6　 直流线损
6.6.1　 光伏组串到汇流箱直流线损
抽样：从一台汇流箱所对应组串中抽取近、中、远三个组串进行检测。
检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也能够分别检测）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直流电流，并统计辐照度和组件电池温度。取近、中、远直流线损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出1.5%。
检测数据统计在附录D.6内。
6.6.2　 汇流箱到逆变器直流线损
抽样：从一台逆变器所对应汇流箱中抽取近、中、远三台汇流箱进行直流线损检测。
检测方法：同时检测（光强较稳定条件下也能够分别检测）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直流电流，并统计辐照度和组件电池结温。取近、中、远三个汇流箱直流线损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出1.5%。
检测数据统计在附录D.7内。
6.7　 交流线损
交流线损关键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能够分别检测）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，并统计辐照度和组件电池结温。取近、中、远三组交流线损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出1.5%。
逆变器到变压器交流线损检测数据统计在附录D.8内。
变压器到并网点交流线损检测数据统计在附录D.9内。
6.8　 逆变器效率
若现场有光伏电站监测历史数据，能够从搜集到逆变器输入/输出数据中分析计算逆变器加权效率，方法以下：
a) 找出十二个月春夏秋冬四季中4个经典日逆变器全天输入/输出数据，将检测数据统计在附录D.7内。
b) 依据附录D.7表中数据，绘制逆变器4个经典日全功率范围效率曲线，并计算4个经典日逆变器加权效率：
(11)
逆变器加权效率应不低于96%。
若没有光伏电站历史监测数据，能够现场测试逆变器加权效率，方法以下：
从早到晚利用逆变器显示参数，在不一样负载率时读取逆变器输入/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。将检测数据统计在附录D.10内。
逆变器加权效率应不低于96%。
6.9　 电能质量测试
检测方法：根据国家电网企业企业标准Q/GDW 1924-《光伏发电站电能质量检测技术规程》来实施，在电站和电网断开和连接两种情况下，测试电网并网点电能质量：

判定标准：
谐波含量：参考标准GB/T 14549《电能质量公用电网谐波》；
电压偏差：参考标准GB/T 12325《电能质量供电电压偏差》；
电压波动和闪变：参考标准GB/T 12326《电能质量电压波动和闪变》；
三相电压不平衡：参考标准GB/T 15543《电能质量三相电压不平衡》；
频率偏差：参考标准GB/T 15945《电能质量电力系统频率偏差》；
直流分量：≤0.5%。
测试时应注意区分电能质量参数偏差是属于电网原有偏差还是光伏电站系统并网以后产生偏差，并将检测数据统计在附录D.11内。
6.10　 防孤岛性能检测
光伏发电系统防孤岛安全功效，需依据GB/T29319- 《光伏发电系统接入配电网技术要求》进行测试。
6.11　 光伏方阵绝缘性
检测方法：
—— 对于方阵边框接地系统，测试方阵正极和负极短路时对地绝缘电阻。
—— 对于方阵边框没有接地系统，应分别进行方阵电缆和组件边框及大地绝缘测试。
—— 对于没有导电边框光伏组件方阵（如：双玻组件、屋顶光伏瓦片），应在方阵电缆和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：
光伏系统对地绝缘电阻最小限值
测试方法
系统电压（V）
测试电压（V）
绝缘电阻最小限值（MΩ）
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
1.0
检测数据统计在附录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对地电阻或连接通路连接电阻。需测试支架、汇流箱、组件、逆变器室每个关键设备接地连续性。
判定条件：接触电阻不高于100 mΩ，且确保其接地电阻不高于4Ω。
检测数据统计在附录D.13内。
7　 光伏电站系统性能比评定
7.1　 基于电站运行数据光伏发电系统性能比评定
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；
——并网计费点一周、一月或十二个月总发电量,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、一月或十二个月总辐照能量，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- 《光伏系统性能监测、测量、数据交换和分析导则》。

7.1.2　 光伏发电系统标准性能比
不一样气候区或不一样季节因为环境温度不一样而会影响到性能比，而温度差异造成性能比不一样并不属于电站质量问题。为了排除温度影响，能够用标准性能比对光伏电站进行评定，标准性能比是将温度条件修正到标准测试条件性能比。为了进行温度修正，引入温度修正系数：
(13)
式中：——第种组件温度修正系数；
——第种光伏组件功率温度系数；
——评定周期内电池平均工作结温，单位为℃；
假如光伏电站只有一个组件，则标准性能比计算公式以下：
(14)
式中：——光伏发电系统标准性能比。
假如电站采取多个（k 种）光伏组件，则标准性能比计算公式以下：
(15)
式中：——第种光伏组件装机容量占比。
立即不一样类型光伏组件装机容量占比作为该类组件额定功率占比,计算出该类组件标准额定功率，然后再进行温度修正。
7.1.3　 评定要求
光伏系统性能比评定应根据以下要求进行评定：
a) 测试组人员进行性能比评定时，应从电站搜集到对应数据，除特殊情况，不进行现场测试获取这类数据。
b) 测试组人员进行标准性能比评定时，修正使用温度值应为评定周期内平均电池结温。
c) 本部分评定结果统计在附录F中。
7.2　 基于现场检测数据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
在不能取得被测光伏电站可信年运行数据情况下，能够经过现场检测，采取加权性能比来评定光伏电站年发电能力。本规范中系统加权性能比采取在不一样总水平辐照度(300±20 W/m2,500±20 W/m2,700±20 W/m2,900±20W/m2) 时电站性能比测量值，分别代表光伏电站系统在200-400 W/m2，400-600W/m2，600-800 W/m2,800-1000 W/m2辐照度范围性能比。测量时分别读出系统并网计费点实际输出功率并计算得到整个光伏电站系统在对应辐照度下性能比，然后依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）。
(16)
式中：——加权性能比；
——在总水平辐照度范围300±20W/㎡下某个具体测试点光伏系统运行效率权重系数；
——在总水平辐照度范围500±20W/㎡下某个具体测试点光伏系统运行效率权重系数；
——在总水平辐照度范围700±20W/㎡下某个具体测试点光伏系统运行效率权重系数；
——在总水平辐照度范围900±20W/㎡下某个具体测试点光伏系统运行效率权重系数。
效率权重系数需依据光伏电站所在地理位置十二个月辐照度分布时间取得，计算方法见式（17）。
(17)
式中：——效率权重系数；
时，是十二个月中辐照度为200-400 W/m2强度段累计辐照能量，单位为kWh；
时，是十二个月中辐照度为400-600 W/m2强度段累计辐照能量，单位为kWh；
时，是十二个月中辐照度为600-800 W/m2强度段累计辐照能量，单位为kWh；
时，是十二个月中辐照度为800-1000 W/m2强度段累计辐照能量，单位为kWh；
——在(300±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统运行效率；
——在(500±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统运行效率；
——在(700±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统运行效率；
——在(900±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统运行效率；
——在(300±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统输出功率，单位为W；
——在(500±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统输出功率，单位为W；
——在(700±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统输出功率，单位为W；
——在(900±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统输出功率，单位为W；
——在(300±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统理论输出功率，单位为W；
——在(500±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统理论输出功率，单位为W；
——在(700±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点光伏系统理论输出功率，单位为W；
——在(900±20)W/㎡总水平辐照强度范围下某个具体测试点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：——测得方阵面辐照强度，单位为W/㎡；
——标准测试条件下辐照度1000 W/㎡；
㎡/W，为光强修正系数；
表示组件功率温度系数，单位为1/℃；
是组件电池结温，单位为℃；
表示光伏电站系统标称功率，单位为W。
注： 式（18）中，为光强校正项，采取是工程上正确计算常见非线性校正法；为温度校正项。
7.2.2　 测试要求
光伏系统加权性能比应根据以下要求进行测试：
a) 测试由经过授权专业人员进行，做好安全防护，遵守相关种作业规范；
b)对只有一个光伏组件电站系统，最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，以测试结果平均值作为该时间点电池结温；对有多个光伏组件电站系统，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) 检测方阵面辐照度同时应测试水平面辐照度，方便和历史气象数据结合使用。
d) 测试时需选择少云或无云天气，以避免云层遮挡造成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统计需正确到秒，辐照度计最大许可误差±20W/m2，组件温度测量传感器最大许可误差±2°C，关口计量表正确度等级为0.2S。
7.2.3　 测试方法
光伏系统加权性能比应根据以下步骤进行测试：
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) 依据电站所在地气象数据，确定统计总辐照度值选择及权重值。
c) 同时测量所需总辐照度值下环境温度，组件表面辐照度值，并网点处输出功率值,将测试结果统计至附录E表E.1中。优先选择可连续监控统计以上参数测试设备，从连续测试数据中选择所需辐照度下数据，以确保数据同时性。
d) 整理测试结果并汇总至附录E表E.2中，依据式（16）计算系统发电效率。
注： 若现场能搜集到光伏电站十二个月气象监测数据，权重系数能够依据搜集到气象监测数据进行分析计算。若现场搜集不到，能够借鉴当地或相近地域气象监测数据进行权重系数计算。
8　 检测评定汇报
光伏电站检测评定汇报最少应包含以下内容：
1) 光伏电站基础信息；
2) 光伏电站检测结果汇总；
3) 测试说明：依据标准，测试设备，抽样标准，测试条件和数据修正标准；
4) 光伏电站总体性能评定：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）。

A
A
附　录　A
（规范性附录）
光伏电站性能测试和整体性能评定主步骤

B
B
附　录　B
（规范性附录）
光伏电站基础信息统计表
电站名称

基础信息
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
电站清洗频率

晚上是否停止变压器

电站采暖方法

测试时空调是否投运

C
C
附　录　C
（规范性附录）
光伏电站气象环境系统数据统计表
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
(ºC)
组件温度
(ºC)
电池结温
(ºC)
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

1:05:00

1:10:00

1:15:00

1:20:00

1:25:00

1:30:00

1:35:00

1:40:00

D
附　录　D
（规范性附录）
光伏电站性能测试统计表
表D.1　 组串灰尘损失测试统计表
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（℃）
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）
组串灰尘目前损失计算值

组串灰尘目前损失=（组串清洁后测试修正功率值-组串清洁前测试修正功率值）/组串清洁后测试修正功率值×100%
清洗周期
上次清洗时间
表D.2　 光伏组件 I-V 测试统计表
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(W)
功率衰降（%）
1

2

3

4

5

6

平均功率衰降率（%）

表D.3　 光伏组件串联失配损失
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

光伏组件串联失配损失：
表D.4　 组串并联失配损失
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

组串并联失配损失：
表D.5　 汇流箱并联失配损失
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

汇流箱并联失配损失：
表D.6　 光伏组串到汇流箱直流线损
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（ºC）

电池结温（ºC）

电缆电阻（Ω）

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D.7　 汇流箱到逆变器直流线损
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（ºC）

电池结温（ºC）

电缆电阻（Ω）

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（V）

A 相电压降（V）

B 相电压降（V）

C 相电压降（V）

A 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（V）

A 相电流（A）

B 相电流（A）

C 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（V）

A 相电压降（V）

B 相电压降（V）

C 相电压降（V）

A 相线损（%）

B 相线损（%）

C 相线损（%）

平均变压器到并网点交流线损（%）

表D.10　 逆变器效率
逆变器编号