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

ICS27.160

K83

DB41

河南省地方標(biāo)準(zhǔn)

DB41/T1277—2016

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

2016-08-31發(fā)布2016-11-30實(shí)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(biāo)準(zhǔn)由河南省計(jì)量器具標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會(huì)提出并歸口。

本標(biāo)準(zhǔn)起草單位：河南省計(jì)量科學(xué)研究院、信陽(yáng)師范學(xué)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(chéng)節(jié)能環(huán)保檢測(cè)技術(shù)有限公司、洛陽(yáng)市輻射環(huán)境監(jiān)督管理站、河南職業(yè)技術(shù)學(xué)院、河南

省輻射安全技術(shù)中心、河南省建筑工程標(biāo)準(zhǔn)定額站。

本標(biāo)準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)參與起草人：吉曉紅、冀艷霞、鄧小君、張蓮敏、黃靜、齊志偉、韓會(huì)麗、夏燕杰、黃強(qiáng)。

I

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

1范圍

本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了并網(wǎng)光伏電站性能測(cè)試的術(shù)語(yǔ)和定義、文件收集和氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測(cè)量、現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)和數(shù)

據(jù)修正規(guī)則、光伏電站性能測(cè)試。

本標(biāo)準(zhǔn)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(cè)試。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對(duì)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(yáng)光伏能源系統(tǒng)術(shù)語(yǔ)

GB/T6495.3光伏器件第3部分：地面用光伏器件的測(cè)量原理及標(biāo)準(zhǔn)

GB/T12325電能質(zhì)量供電電壓偏差

GB/T12326電能質(zhì)量電壓波動(dòng)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(cè)量導(dǎo)則第1部分：常規(guī)測(cè)量

GB/T18210晶體硅光伏(PV)方陣I-V特性的現(xiàn)場(chǎng)測(cè)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(cè)、測(cè)量、數(shù)據(jù)交換和分析導(dǎo)則

GB/T29196獨(dú)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(jì)規(guī)范

NB/T32012光伏發(fā)電站太陽(yáng)能資源實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)技術(shù)規(guī)范

CNCA/CTS0004并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗(yàn)收基本要求

IECTC82光伏系統(tǒng)能量性能評(píng)估方法技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

IEC61140電擊防護(hù)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(chǎng)測(cè)量

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

3術(shù)語(yǔ)和定義

下列術(shù)語(yǔ)和定義適用于本文件。

3.1

水平面總輻照度

2

被測(cè)光伏方陣附近，水平面上的太陽(yáng)輻照強(qiáng)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(yáng)輻照強(qiáng)度，用Gi表示，單位為千瓦每平方米（kW/m）。

1

DB41/T1277—2016

3.3

環(huán)境溫度

光伏方陣附近的溫度，可通過(guò)避免輻照且空氣流通的防護(hù)罩測(cè)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(cè)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下標(biāo)稱功率與評(píng)估時(shí)實(shí)測(cè)修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下功率之差與標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件

下標(biāo)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(shí)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(shí)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(diǎn)

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

的輸出匯總點(diǎn)。

3.11

光伏發(fā)電系統(tǒng)性能比

光伏等效利用小時(shí)數(shù)與峰值日照時(shí)數(shù)的比值，單位為百分比（%），性能比是評(píng)估光伏電站質(zhì)量的

綜合性指標(biāo)。

3.12

光伏發(fā)電系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)性能比

進(jìn)行溫度和輻照度修正后，排除了由于使用地點(diǎn)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(zhǔn)確反映了光伏電站的實(shí)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(dāng)?shù)貧v史輻照度分布情況進(jìn)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(cè)量

2

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4.1文件資料收集

在進(jìn)行測(cè)試之前應(yīng)進(jìn)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(diǎn)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(jì)及組件排布圖；

——主要設(shè)備產(chǎn)品說(shuō)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(jì)費(fèi)點(diǎn)的一周、一月及一年的總發(fā)電量

注：若現(xiàn)場(chǎng)能收集到光伏電站監(jiān)測(cè)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(jìn)行性能比和標(biāo)準(zhǔn)性能比

的計(jì)算。若收集不到歷史數(shù)據(jù)，則需要現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行相關(guān)數(shù)據(jù)的測(cè)試，測(cè)試的天數(shù)可以由檢測(cè)人員根據(jù)實(shí)際情況確

定，但不少于3天。

4.2氣象環(huán)境數(shù)據(jù)測(cè)量

4.2.1太陽(yáng)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(shí)時(shí)測(cè)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(cè)量應(yīng)避免陽(yáng)光直射，且保持空氣流通。溫度計(jì)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(cè)量傳感器的位置選擇應(yīng)按照GB/T

18210的要求進(jìn)行。對(duì)于不同類型的組件，每一種組件至少安裝一套組件溫度測(cè)量裝置。溫度計(jì)的技術(shù)

參數(shù)應(yīng)符合NB/T32012的規(guī)定，試驗(yàn)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(dǎo)，導(dǎo)熱系數(shù)應(yīng)達(dá)到500W/m2·K或更高；

注2：溫度傳感器的安裝不應(yīng)對(duì)前面電池片的溫度造成大的影響。

4.2.4風(fēng)速/風(fēng)向測(cè)量

光伏電站應(yīng)安裝風(fēng)速和風(fēng)向監(jiān)測(cè)裝置。風(fēng)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(cè)數(shù)據(jù)記錄表中。

5現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)和數(shù)據(jù)修正規(guī)則

5.1抽樣規(guī)則

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5.1.1對(duì)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(yùn)行數(shù)據(jù)，以逆變器單機(jī)為一個(gè)單元，

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

數(shù)，測(cè)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(jī)抽取2個(gè)組串，一共6個(gè)組串進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)。

5.1.2對(duì)于有多種光伏組件和逆變器的光伏電站，以逆變器單機(jī)為一個(gè)單元，對(duì)不同品種的光伏組件和

逆變器各抽取一個(gè)單元。連續(xù)檢測(cè)每一個(gè)單元所有光伏組串的發(fā)電量和基本電參數(shù)，測(cè)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(jī)抽取2個(gè)組串

進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)。

5.2檢測(cè)基本條件和修正規(guī)則

熱斑檢查：用紅外熱像儀檢測(cè)抽樣單元的全部組件，輻照度≥600W/m2；

嚴(yán)重?zé)岚吖β蕮p失：輻照度≥700W/m2，修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件；

污漬遮擋損失:輻照度≥700W/m2，修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件；

光伏組件性能衰降：輻照度≥700W/m2，修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件；

隱裂檢查：用電致發(fā)光成像設(shè)備檢測(cè)有明顯問(wèn)題的組件；

直流線損：輻照度≥700W/m2，修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件；

逆變器效率：全負(fù)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件；

并網(wǎng)點(diǎn)電能質(zhì)量：輻照度≥700W/m2；

防孤島性能測(cè)試：接入配電網(wǎng)時(shí)，按IEC62446要求測(cè)試；

對(duì)地絕緣性能檢測(cè)：按IEC62446要求檢測(cè)；

接地連續(xù)性檢測(cè)：按IEC61140的要求檢測(cè)。

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(cè)條件：輻照度≥700W/m2；

修正方法：線性等比例修正，僅對(duì)電流進(jìn)行修正，不對(duì)電壓進(jìn)行修正（認(rèn)為700W/m2以上輻照度的

變化對(duì)光伏電池工作電壓無(wú)影響）。因此，輻照度對(duì)功率也可以采用線性修正。

注：本標(biāo)準(zhǔn)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(cè)條件：無(wú)溫度范圍限制；

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

5.4電流、電壓和功率的修正計(jì)算公式

電壓的修正計(jì)算見公式（1）。

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

式中：

Vx——修正電壓，單位為伏（V）；

Vc——實(shí)測(cè)電壓，單位為伏（V）；

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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(jì)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(shí)測(cè)電流，單位為安培（A）；

Q2

c——測(cè)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(jì)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(shí)測(cè)功率，單位為瓦（W）；

——測(cè)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(cè)試

6.1熱斑檢查

對(duì)抽樣單元的全部光伏組件進(jìn)行紅外掃描，檢測(cè)時(shí)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(wèn)題的部位產(chǎn)生高溫。紅外掃描應(yīng)重點(diǎn)發(fā)現(xiàn)電池?zé)岚?、?/p>

問(wèn)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(shí)保留影像，并記

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

對(duì)于有嚴(yán)重問(wèn)題的組件，應(yīng)檢測(cè)電性能，以便與正常組件進(jìn)行比較，熱斑組件的功率衰降率計(jì)算見

公式（4）。

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

式中：

rs——組件熱斑功率衰降率；

P

wr——無(wú)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(cè)結(jié)果為準(zhǔn)，分析熱斑原因。

檢測(cè)結(jié)果：應(yīng)附熱斑組件和對(duì)比計(jì)算用的無(wú)熱斑組件的紅外成像照片。

5

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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(cè)一次I-V曲線，記錄對(duì)應(yīng)光強(qiáng)和組件

溫度；分別修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件。同時(shí)記錄清洗周期以及上一次的清洗時(shí)間。應(yīng)附清洗前和清洗后被測(cè)

組串照片。

計(jì)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(guò)5%。

檢測(cè)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(cè)試方陣面輻照度超過(guò)700W/m2時(shí)，檢測(cè)選定且清洗干凈的組串中每一塊組件I-V曲線，同時(shí)

記錄光強(qiáng)和組件溫度，修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件，同標(biāo)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(guò)2.5%，2年內(nèi)衰降率不超過(guò)3.2%；單晶硅組件1年內(nèi)衰降

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

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

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(jì)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(guò)1%。

檢測(cè)數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.3中。

6.4.2多個(gè)組串并聯(lián)的失配損失

斷開選定匯流箱，對(duì)選定匯流箱中每一個(gè)組串檢測(cè)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(cè)試儀允許，最好檢測(cè)選定匯流箱的I-V曲

線），同時(shí)記錄輻照度和組件電池結(jié)溫；分別修正到STC條件。

計(jì)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(guò)2%。

檢測(cè)數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.4中。

6.4.3多個(gè)匯流箱并聯(lián)的失配損失

斷開逆變器的輸入開關(guān)，對(duì)選定逆變器中每一個(gè)匯流箱檢測(cè)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(shí)記錄輻照度和

組件電池結(jié)溫；分別修正到STC條件。

計(jì)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(guò)2%。

檢測(cè)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(cè)試，對(duì)紅外掃描和I-V測(cè)試發(fā)現(xiàn)的有嚴(yán)重?zé)岚呋蚬β仕ソ祰?yán)重的組件進(jìn)行電致發(fā)光測(cè)

試。

采用電致發(fā)光測(cè)試儀對(duì)問(wèn)題組件進(jìn)行測(cè)試。檢測(cè)時(shí)記錄隱裂、黑片、斷柵、裂片、虛焊等問(wèn)題并保

留影像，標(biāo)記問(wèn)題位置，以便分析問(wèn)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(tái)匯流箱所對(duì)應(yīng)的組串中抽取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)組串進(jìn)行檢測(cè)。

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

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(yuǎn)直流線損的算術(shù)平均

值作為平均直流線損。

計(jì)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)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(guò)1.5%。

檢測(cè)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(tái)逆變器所對(duì)應(yīng)的匯流箱中抽取近、中、遠(yuǎn)三臺(tái)匯流箱進(jìn)行直流線損檢測(cè)。

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

測(cè)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(yuǎn)三個(gè)匯流箱直

流線損的算術(shù)平均值作為平均直流線損。

計(jì)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)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(biāo)準(zhǔn)測(cè)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(guò)1.5%。

檢測(cè)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(diǎn)之間。

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

網(wǎng)點(diǎn)）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(yuǎn)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(guò)1.5%。

逆變器到變壓器交流線損檢測(cè)數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.8中。

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

6.8逆變器效率

若現(xiàn)場(chǎng)有光伏電站監(jiān)測(cè)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(jì)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(gè)典型日的逆變器全天輸入/輸出數(shù)據(jù)，將檢測(cè)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(gè)典型日的全功率范圍效率曲線，并計(jì)算4個(gè)典型日

逆變器的加權(quán)效率。

8

DB41/T1277—2016

逆變器加權(quán)效率計(jì)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(cè)數(shù)據(jù)，可以現(xiàn)場(chǎng)測(cè)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(fù)載率時(shí)讀取逆變器的輸入/輸出功率，讀數(shù)時(shí)同時(shí)測(cè)試太

陽(yáng)輻照度、環(huán)境溫度和組件電池結(jié)溫。將檢測(cè)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(cè)試

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

判斷標(biāo)準(zhǔn)：

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(dòng)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(cè)試時(shí)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(cè)數(shù)據(jù)記錄在附錄表D.11中。

6.10防孤島性能檢測(cè)

光伏發(fā)電系統(tǒng)的防孤島安全功能，按GB/T29319進(jìn)行測(cè)試。

6.11光伏方陣絕緣性

檢測(cè)方法：

——對(duì)于方陣邊框接地的系統(tǒng)，測(cè)試方陣正極與負(fù)極短路時(shí)對(duì)地的絕緣電阻。

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

——對(duì)于沒有導(dǎo)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(jìn)行絕緣測(cè)試。

注：用絕緣電阻測(cè)試儀測(cè)試，光伏方陣正負(fù)極短路時(shí)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(duì)地絕緣電阻的最小限值

測(cè)試方法

系統(tǒng)電壓/V測(cè)試電壓/V絕緣電阻最小限值/MΩ

＜1202500.5

光伏方陣正負(fù)極短路對(duì)地

＜6005001.0

光伏方陣電纜對(duì)地及組件邊框

＜100010001.0

檢測(cè)數(shù)據(jù)記錄在附錄表B.12中。

6.12接地連續(xù)性檢測(cè)

9

DB41/T1277—2016

利用接地電阻測(cè)試儀檢測(cè)選定接地點(diǎn)的對(duì)地電阻或連接通路的連接電阻。需測(cè)試支架、匯流箱、組

件、逆變器室的每個(gè)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(cè)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(píng)估

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

7.1.1光伏發(fā)電系統(tǒng)性能比

計(jì)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(jì)費(fèi)點(diǎn)的一周、一月或一年的總發(fā)電量,單位為千瓦時(shí)（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(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件輻照度，1000W/m2。

7.1.2光伏發(fā)電系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)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(huì)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(wèn)題。為了排除溫度的影響，可以用標(biāo)準(zhǔn)性能比對(duì)光伏電站進(jìn)行評(píng)估，標(biāo)準(zhǔn)性能比是將溫度

條件修正到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件的性能比。為了進(jìn)行溫度修正，引入溫度修正系數(shù)。

計(jì)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(píng)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(biāo)準(zhǔn)性能比的計(jì)算見式（14）。

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

式中：

PR

stc——光伏發(fā)電系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)性能比。

如果電站采用多種（k種）光伏組件，則標(biāo)準(zhǔn)性能比的計(jì)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(jī)容量占比。

10

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即將不同類型光伏組件裝機(jī)容量占比作為該類組件額定功率的占比,計(jì)算出該類組件的標(biāo)準(zhǔn)額定功

率，然后再進(jìn)行溫度修正。

7.1.3評(píng)估要求

光伏系統(tǒng)性能比評(píng)估應(yīng)按照如下要求進(jìn)行評(píng)估：

a)測(cè)試組人員進(jìn)行性能比評(píng)估時(shí)，應(yīng)從電站收集到相應(yīng)數(shù)據(jù)，除特殊情況，不進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試獲取

此類數(shù)據(jù)。

b)測(cè)試組人員進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)性能比評(píng)估時(shí)，修正使用的溫度值應(yīng)為評(píng)估周期內(nèi)的平均電池結(jié)溫。

c)本部分評(píng)估結(jié)果記錄在附錄C中。

7.2基于現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)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(cè)試

在不能獲得被測(cè)光伏電站可信的年運(yùn)行數(shù)據(jù)的情況下，可以通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)，采用加權(quán)性能比來(lái)評(píng)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(shí)的電站性能比測(cè)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(cè)量時(shí)分別讀出系統(tǒng)

并網(wǎng)計(jì)費(fèi)點(diǎn)的實(shí)際輸出功率并計(jì)算得到整個(gè)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(dāng)?shù)?/p>

歷史輻照度分布情況進(jìn)行加權(quán)平均得到整個(gè)系統(tǒng)加權(quán)性能比,計(jì)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(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)運(yùn)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(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)運(yùn)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(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)運(yùn)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(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)運(yùn)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(shí)間獲得，計(jì)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(shí)，Hi是一年中輻照度為200-400W/m強(qiáng)度段的累計(jì)輻照能量，單位為千瓦時(shí)（kWh）；

2

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

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

i4時(shí)，是一年中輻照度為800-1000W/m2強(qiáng)度段的累計(jì)輻照能量，單位為千瓦時(shí)（kWh）；

1——在(300±20)W/㎡總水平輻照強(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)的運(yùn)行效率；

2——在(500±20)W/㎡總水平輻照強(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)的運(yùn)行效率；

3——在(700±20)W/㎡總水平輻照強(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)的運(yùn)行效率；

4——在(900±20)W/㎡總水平輻照強(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)的運(yùn)行效率；

POP1——在(300±20)W/㎡總水平輻照強(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)的光伏系統(tǒng)輸出功率，單位為

瓦（W）；

11

DB41/T1277—2016

POP2——在(500±20)W/㎡總水平輻照強(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(qiáng)度范圍下某個(gè)具體測(cè)試點(diǎn)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(jì)算方法見式（18）。

Irr

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

Istc

式中：

Irr——測(cè)得的方陣面輻照強(qiáng)度，單位為瓦每平米（W/㎡）；

Istc——標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的輻照度1000W/㎡；

b0.0005㎡/W，為光強(qiáng)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(biāo)稱功率，單位為瓦（W）。

7.2.2測(cè)試要求

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

a)測(cè)試由經(jīng)過(guò)授權(quán)的專業(yè)人員進(jìn)行，做好安全防護(hù)，遵守相關(guān)種作業(yè)規(guī)范；

b)對(duì)只有一種光伏組件的電站系統(tǒng)，至少選擇三個(gè)以上溫度測(cè)試點(diǎn)，測(cè)量組件背板溫度，計(jì)算電

池結(jié)溫，以測(cè)試結(jié)果的平均值作為該時(shí)間點(diǎn)的電池結(jié)溫；對(duì)有多種光伏組件的電站系統(tǒng)，每種

光伏組件最少檢測(cè)一個(gè)背板溫度，計(jì)算電池結(jié)溫平均值。

c)檢測(cè)方陣面輻照度的同時(shí)應(yīng)測(cè)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(cè)試時(shí)需選擇少云或無(wú)云的天氣，以避免云層遮擋導(dǎo)致陣列發(fā)電效率不均勻產(chǎn)生誤差。

e）測(cè)試設(shè)備均需經(jīng)過(guò)第三方權(quán)威機(jī)構(gòu)校準(zhǔn)，測(cè)量取值過(guò)程內(nèi)時(shí)間記錄需精確到秒，輻照度計(jì)最大

允許誤差±20W/m2，組件溫度測(cè)量傳感器最大允許誤差±2C，關(guān)口計(jì)量表的準(zhǔn)確度等級(jí)為0.2

S。

7.2.3測(cè)試方法

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

a)將輻照度測(cè)試裝置、組件溫度測(cè)試裝置按測(cè)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

DB41/T1277—2016

c)同步測(cè)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(diǎn)處的輸出功率值,將測(cè)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(cè)試設(shè)備，從連續(xù)測(cè)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(cè)試結(jié)果并匯總至附錄D.2中，按公式（16）計(jì)算系統(tǒng)發(fā)電效率。

注：若現(xiàn)場(chǎng)能收集到光伏電站一年的氣象監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，權(quán)重系數(shù)可以根據(jù)收集到的氣象監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析計(jì)算。

若現(xiàn)場(chǎng)收集不到，可以借鑒本地或相近地區(qū)氣象監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行權(quán)重系數(shù)的計(jì)算。

8檢測(cè)評(píng)估報(bào)告

光伏電站檢測(cè)流程見附錄E，光伏電站的檢測(cè)評(píng)估報(bào)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(cè)結(jié)果匯總見附錄C；

c)測(cè)試說(shuō)明：依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，測(cè)試設(shè)備，抽樣原則，測(cè)試條件和數(shù)據(jù)修正原則；

d)光伏電站總體性能評(píng)估：性能比、標(biāo)準(zhǔn)性能比或加權(quán)性能比；

e)光伏電站性能測(cè)試（12項(xiàng)）。

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(cè)氣溫組件溫度電池結(jié)溫風(fēng)速

日期時(shí)間輻照度輻照度風(fēng)向

塔編號(hào)(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

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DB41/T1277—2016

BB

附錄B

（規(guī)范性附錄）

光伏電站性能測(cè)試記錄表格式

表B.1組串灰塵損失測(cè)試記錄表

測(cè)試項(xiàng)目組串灰塵損失測(cè)試

組串I-V修正到STC條件（清潔前）

標(biāo)稱功率輻照度組件背板溫電池結(jié)溫度測(cè)試功率修正功率

測(cè)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(biāo)稱功率組件背板溫度電池結(jié)溫度

測(cè)試組串位置輻照度（W/m2）測(cè)試功率（W）修正功率（W）

（W）（℃）（℃）

組串灰塵損失計(jì)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(dāng)前損失計(jì)算

測(cè)試組串位置組件標(biāo)稱功率值（W）

值（W）值（W）值

組串灰塵當(dāng)前損失=（組串清潔后測(cè)試的修正功率值-組串清潔前測(cè)試的修正功率值）/組串清潔后測(cè)試的修正功率值×

100%

清洗周期上次清洗時(shí)間

表B.2光伏組件I-V測(cè)試記錄表

測(cè)試項(xiàng)目光伏組件I-V測(cè)試

被測(cè)組件

位置

標(biāo)稱功VocVpmIpmPmax輻照背板溫度/電修正功功率衰

組件編號(hào)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

（%）

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DB41/T1277—2016

表B.3光伏組件串聯(lián)的失配損失

組串編號(hào)修正功率輻照度電池結(jié)溫

組件編號(hào)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(hào)修正功率輻照度電池結(jié)溫

組串編號(hào)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(hào)修正功率輻照度電池結(jié)溫

匯流箱編號(hào)修正功率