DB41/T 1277-2016 并网光伏发电系统性能测试技术规范

ICS27.160

K83

DB41

河南省地方标准

DB41/T1277—2016

并网光伏发电系统性能测试技术规范

2016-08-31发布2016-11-30实施

河南省质量技术监督局发布

DB41/T1277—2016

前言

本本规范根据GB/T1.1-2009给出的规则起草。

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与智能化控制工程研

究中心、河南科诚节能环保检测技术有限公司、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。

本标准主要起草人：赵军、程涛、刘江峰、黄成伟、是凡、耿晓菊、邓隐北。

本标准参与起草人：吉晓红、冀艳霞、邓小君、张莲敏、黄静、齐志伟、韩会丽、夏燕杰、黄强。

I

DB41/T1277—2016

并网光伏发电系统性能测试技术规范

1范围

本标准规定了并网光伏电站性能测试的术语和定义、文件收集和气象环境数据测量、现场检测和数

据修正规则、光伏电站性能测试。

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性能测试。

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/T2297太阳光伏能源系统术语

GB/T6495.3光伏器件第3部分：地面用光伏器件的测量原理及标准

GB/T12325电能质量供电电压偏差

GB/T12326电能质量电压波动和闪变

GB/T14549电能质量公用电网谐波

GB/T15543电能质量三相电压不平衡

GB/T15945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则第1部分：常规测量

GB/T18210晶体硅光伏(PV)方阵I-V特性的现场测量

GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T20513光伏系统性能监测、测量、数据交换和分析导则

GB/T29196独立光伏系统技术规范

GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定

GB/T50797光伏发电站设计规范

NB/T32012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本要求

IECTC82光伏系统能量性能评估方法技术标准

IEC61140电击防护装置和设备的通用概念

IEC61829晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量

IEC62446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

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

水平面总辐照度

2

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/m）。

3.2

光伏方阵面总辐照度

2

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/m）。

1

DB41/T1277—2016

3.3

环境温度

光伏方阵附近的温度，可通过避免辐照且空气流通的防护罩测得，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的组件背板温度，用Tmod表示，单位为摄氏度（ºC）。

3.5

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（%）。

3.6

光伏失配损失

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（%）或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（%）。

3.7

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压的比值，单位为百分比（%）。

3.8

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（%）。

3.9

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（%）。

3.10

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。

3.11

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。

3.12

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。

3.13

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范围下的性能比，结合电站当地历史辐照度分布情况进行加权平均

得到的数值，用百分比表示。

4文件资料收集和气象环境数据测量

2

DB41/T1277—2016

4.1文件资料收集

在进行测试之前应进行下列文件的收集：

——光伏电站基本资料；

——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；

——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、一月及一年的总辐照能量

——光伏组件一周、一月及一年的平均电池结温

——并网计费点的一周、一月及一年的总发电量

注：若现场能收集到光伏电站监测的历史数据，则可以选择一周、一月及一年的相关数据进行性能比和标准性能比

的计算。若收集不到历史数据，则需要现场进行相关数据的测试，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气象环境数据测量

4.2.1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/T32012的规定。

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。温度计的技术参数应符合NB/T32012的规定。

4.2.3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/T

18210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。温度计的技术

参数应符合NB/T32012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/m2·K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影响。

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。风速传感器的技术参数应符合NB/T32012的规定。

以上收集数据记录到附录A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则

5.1抽样规则

3

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5.1.1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、差进行分档，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基本电参

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个组串进行现场检测。

5.1.2对于有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基本电参数，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

进行现场检测。

5.2检测基本条件和修正规则

热斑检查：用红外热像仪检测抽样单元的全部组件，辐照度≥600W/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≥700W/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IEC62446要求测试；

对地绝缘性能检测：按IEC62446要求检测；

接地连续性检测：按IEC61140的要求检测。

5.3辐照度和结温的修正规则

5.3.1辐照度修正规则

检测条件：辐照度≥700W/m2；

修正方法：线性等比例修正，仅对电流进行修正，不对电压进行修正（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。

5.3.2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。

5.4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）。

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

式中：

Vx——修正电压，单位为伏（V）；

Vc——实测电压，单位为伏（V）；

4

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——光伏组件电压温度系数，单位为每摄氏度（1/℃）；

Tc——电池结温，单位为摄氏度（℃）。

电流的修正计算见公式（2）。

IxIc1000/Qc/1Tc25.......................(2)

式中：

I

x——修正电流，单位为安培（A）；

I

c——实测电流，单位为安培（A）；

Q2

c——测试光伏方阵面辐照度，单位为千瓦每平米（kW/m）；

——光伏组件电流温度系数，单位为每摄氏度（1/℃）；

T

c——电池结温，单位为摄氏度（℃）。

功率的修正计算见公式（3）。

PP1000/Q/1T25

xccc........................(3)

式中：

P

x——修正功率，单位为瓦（W）；

P

c——实测功率，单位为瓦（W）；

Q2

c——测试光伏方阵面辐照度，单位为千瓦每平米（kW/m）；

——光伏组件功率温度系数，单位为每摄氏度（1/℃）；

T

c——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

对抽样单元的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高温的原因，同时保留影像，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，以便与正常组件进行比较，热斑组件的功率衰降率计算见

公式（4）。

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

式中：

rs——组件热斑功率衰降率；

P

wr——无热斑组件修整功率，单位为瓦（W）；

P

r——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的无热斑组件的红外成像照片。

5

DB41/T1277—2016

6.2光伏系统污渍和灰尘遮挡损失

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及上一次的清洗时间。应附清洗前和清洗后被测

组串照片。

计算见公式（5）。

hsPqhPqq/Pqh100%..............................(5)

式中：

hs——组串灰尘损失；

P

qh——组串清洁后修正功率值，单位为瓦（W）；

P

qq——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表B.1中。

6.3光伏组件功率衰降

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表B.2中。

6.4光伏系统串并联失配损失

6.4.1组串内光伏组件的失配损失

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。

计算见公式（6）。

PP/P100%.........................(6)

zszxzczx

式中：

zs——光伏组件的失配损失；

P

zx——组件修正功率，单位为瓦（W）；

P

zc——组串修正功率值，单位为瓦（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表B.3中。

6.4.2多个组串并联的失配损失

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

线），同时记录辐照度和组件电池结温；分别修正到STC条件。

计算见公式（7）。

6

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PP/P100%...........................(7)

cszchlzc

式中：

cs——光伏组串的并联失配损失；

P

zc——组串修正功率值，单位为瓦（W）；

P

hl——汇流箱修正功率值，单位为瓦（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表B.4中。

6.4.3多个汇流箱并联的失配损失

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。

计算见公式（8）。

PP/P100%...........................(8)

hshlnbhl

式中：

hs——光伏汇流箱的失配损失；

P

hl——汇流箱修正功率值，单位为瓦（W）；

P

nb——逆变器光伏输入修正功率值，单位为瓦（W）。

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表B.5中。

6.5光伏组件的隐裂检查

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行电致发光测

试。

采用电致发光测试仪对问题组件进行测试。检测时记录隐裂、黑片、断栅、裂片、虚焊等问题并保

留影像，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

从一台汇流箱所对应的组串中抽取近、中、远三个组串进行检测。

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。

计算见公式（9）。

zsIstcVzcVhr/Izc/Vstc100%........................(9)

式中：

zs——组串直流线损；

I

stc——光伏组串标准测试条件下工作电流，单位为安（A）；

7

DB41/T1277—2016

V

zc——组串出口直流电压，单位为伏（V）；

V

hr——汇流箱入口直流电压，单位为伏（V）；

I

zc——组串在汇流箱入口的直流电流，单位为安（A）；

V

stc——光伏组串标准测试条件下工作电压，单位为伏（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表B.6中。

6.6.2汇流箱到逆变器的直流线损

从一台逆变器所对应的汇流箱中抽取近、中、远三台汇流箱进行直流线损检测。

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。

计算见公式（10）。

hzsIstcVhcVnr/Idc/Vstc100%......................(10)

式中：

hzs——汇流箱到逆变器的直流线损；

I

stc——汇流箱标准测试条件下工作电流，单位为安（A）；

V

hc——汇流箱出口直流电压，单位为伏（V）；

V

nr——逆变器入口直流电压，单位为伏（V）；

I

dc——逆变器入口直流电流，单位为安（A）；

V

stc——汇流箱标准测试条件下工作电压，单位为伏（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表B.7中。

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。

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表B.8中。

变压器到并网点交流线损检测数据记录在附录表B.9中。

6.8逆变器效率

若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B.7

内。

b)根据附录B.7表中的数据，绘制逆变器4个典型日的全功率范围效率曲线，并计算4个典型日

逆变器的加权效率。

8

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逆变器加权效率计算见公式（11）。

china0.025%0.0310%0.0620%0.1230%0.2550%0.3775%0.15100%…(11)

逆变器的加权效率应不低于96%。

若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：

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表B.10中。

逆变器的加权效率应不低于96%。

6.9电能质量测试

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：按GB/T14549的规定；

电压偏差：按GB/T12325的规定；

电压波动和闪变：按GB/T12326的规定；

三相电压不平衡：按GB/T15543的规定；

频率偏差：按GB/T15945的规定；

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表D.11中。

6.10防孤岛性能检测

光伏发电系统的防孤岛安全功能，按GB/T29319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，应分别进行方阵电缆与组件边框及大地的绝缘测试。

——对于没有导电边框的光伏组件方阵（如：双玻组件、屋顶光伏瓦片），应在方阵电缆与接地体

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/MΩ

＜1202500.5

光伏方阵正负极短路对地

＜6005001.0

光伏方阵电缆对地及组件边框

＜100010001.0

检测数据记录在附录表B.12中。

6.12接地连续性检测

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DB41/T1277—2016

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100mΩ，且保证其接地电阻不高于4Ω。

检测数据记录在附录表B.13中。

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

计算见式（12）。

PR(E/P)/(H/G)...............................(12)

0i

式中：

PR——电站系统性能比，或光伏电站综合能量效率比；

E——并网计费点的一周、一月或一年的总发电量,单位为千瓦时（kWh）；

P

0——光伏发电系统额定功率，单位为千瓦（kW）；

H2

i——光伏方阵面一周、一月或一年的总辐照能量，单位为千瓦每平方米（kW/m）；

G——标准测试条件辐照度，1000W/m2。

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。为了排除温度的影响，可以用标准性能比对光伏电站进行评估，标准性能比是将温度

条件修正到标准测试条件的性能比。为了进行温度修正，引入温度修正系数。

计算见式（13）。

Ci1i(Tcell25C).............................(13)

式中：

C

i——第i种组件的温度修正系数；

i——第i种光伏组件的功率温度系数；

T

cell——评估周期内电池的平均工作结温，单位为摄氏度（℃）。

如果光伏电站只有一种组件，则标准性能比的计算见式（14）。

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

式中：

PR

stc——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，则标准性能比的计算见式（15）。

PR(E/(CqP))/(H/G).......................(15)

stcii0i

k

式中：

q

i——第i种光伏组件的装机容量占比。

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DB41/T1277—2016

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，然后再进行温度修正。

7.1.3评估要求

光伏系统性能比评估应按照如下要求进行评估：

a)测试组人员进行性能比评估时，应从电站收集到相应数据，除特殊情况，不进行现场测试获取

此类数据。

b)测试组人员进行标准性能比评估时，修正使用的温度值应为评估周期内的平均电池结温。

c)本部分评估结果记录在附录C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