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1、ICS点击此处添加中国标准文献分类号DL中华人民共和国电力行业标准DL/T XXXXXXXXX光伏发电站现场组件检测规程On-site testing procedure for PV module of PV power station点击此处添加与国际标准一致性程度的标识（本稿完成日期：2012-11）XXXX - XX - XX发布XXXX - XX - XX实施发布目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则25检测条件26安全要求37抽检方法38检测项目39检测报告8前言本标准根据国家能源局关于下达2011年第二批能源领域行业标准制（修）订计划的通知（国能科技20112
2、52号）编制。本标准根据GB/T 1.1-2009给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出并归口。本标准起草单位：本标准主要起草人：光伏发电站现场组件检测规程1 范围本标准规定了光伏发电站现场已安装，且连续运行168小时以上，并具备发电能力的光伏组件检测的一般方法。本标准只适用于平板式光伏组件。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，仅所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 26860 电力安全工作规程-发电厂和变电站电气部分GB/T 2829 周期检验计数抽样程序及表（适用于对过程稳定性
3、的检验）GB/T 18210 晶硅光伏阵列-I-V特性的现场测试GB/T 2297 太阳光伏能源系统术语GB/T 6495.1 光伏电流-电压特性的测量IEC 61215 地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC 61646 地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型IEC 61730-2 光伏组件安全规范：第二部分 设计要求3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1 光伏组件 PV module指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称为太阳电池组件。3.2 光伏方阵 PV array由若干个太阳电池组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑
4、结构而构成的直流发电单元，又称为光伏阵列。3.3 光伏组串 PV string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流输出的电路单元，简称组件串或组串。3.4 太阳辐照度 Solar global irradiance指入射于水平表面单位面积上的全部太阳辐射通量（W/m2）。4 总则光伏发电站现场组件检测时间节点应确定在光伏发电站现场已安装，且连续运行168小时以上，并具备发电能力的光伏组件投运后开展。组件温度测量装置的技术参数应满足如下要求：a) 测量范围：-50+100；b) 测量精度：0.5；c) 工作环境温度：-50+100。组件红外线测量装置应满足如下要求：a)
5、测量精度：2;b) 测量灵敏度：0.155 检测条件5.1 光伏发电站接线图测试前，光伏发电站业主应提供一份设计文件，该设计文件至少应包括主接线图和光伏方阵总平面布置图，且应标注以下条款所包含的信息。注： 一般情况下，这些信息要标注在单线接线图上。对于特殊情况，尤其是大型光伏发电站的接线图位置不够的情况下，这些信息可以另外列表表示。5.1.1 光伏方阵的一般说明设计文件应包括以下光伏方阵资料：a) 组件类型；b) 组件总数；c) 组串数量；d) 每个组串的组件数量；e) 组件倾角和方位角（如适用）。5.1.2 光伏组串信息设计文件应包括下列光伏组串信息：a) 组串电缆规格的尺寸和类型；b) 组
6、串过电流保护装置的规格（如适用）、类型和电压/电流等级；c) 阻断二极管类型（如适用）。5.1.3 光伏方阵电气说明设计文件应包括下列方阵电气信息：a) 方阵接线箱的位置（如适用）；b) 直流隔离开关类型、位置和等级（电压/电流）；c) 方阵过电流保护装置（如适用） 的类型、位置和等级（电压/电流）。5.1.4 接地保护设计文件应包括以下接地保护信息： a) 接地连接的详细信息的尺寸和连接点,包括详细方阵框架等电位连接线的安装；b) 所有安装浪涌保护（包括交直流线路）设备的详细资料，包括位置、类型和等级。5.1.5 剩余电流保护接线图应包括以下剩余电流保护信息：a) 漏电保护器的位置；b) 漏
7、电保护器的类型；c) 漏电保护器的等级（如装有）。5.2 运行和维护信息提供操作和维护的资料，至少应包括下列内容：a) 发电站发电功率和日发电量的统计；b) 光伏方阵的维护文件；c) 光伏组件和逆变器的保修文件，包括开始保修日期和保修期。6 安全要求6.1 作业现场的基本条件参照GB26860电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）4.1节执行。6.2 作业人员的基本条件参照GB26860电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）4.2节执行。6.3 接地和漏电流检查接地和漏电流的检查，至少应包含如下内容：a) 应确认漏电保护器能正常动作后才允许进行检查；b) 光伏方阵框架是否对等电位连接导
8、体进行接地。等电位体的安装是否把电气装置外露的金属及可导电部分与接地体连接起来；c) 光伏并网系统中的所有汇流箱、交直流配电柜、并网功率调节器柜、电流桥架应保证可靠接地；d) 使用接地电阻测量装置对与样本组件关联的接地部分实施接地电阻测量，包括方阵或组串的接地电阻，以及上一级汇流箱的接地电阻；e) 使用电压电流测量装置对与样本组件关联的金属部分实施剩余电流测量，包括方阵或组串的接地电阻，上一级汇流箱的接地电阻以及金属外壳。7 抽检方法抽检前，应根据4.2中a）条款的统计，对发电量偏低的方阵或组串进行抽检。从发电量正常的方阵或组串中，且根据不同材料类型、不同连接方式和不同生产批次的组件，分别按G
9、B/T 2829规定的方法随机地抽八个(如需要可增加备份)用于测试。注： 这些组件应由符合相应图纸和工艺要求规定的材料和元器件所制造，并经过制造厂常规检侧、质量控制与产品验收程序。组件应该是完整的，并附有制造厂的搬运、安装和连接说明书，包括系统最大允许电压。8 检测项目8.1 光伏组串一致性测试根据运行与维护信息，对发电量偏低的方阵或组串进行抽检。选取在辐照度400W/m2以上，且光照条件稳定时，分别对光伏方阵所有汇流箱内各组串开路电压、工作电流进行测量；a) 尽量在最短时间内测量汇流箱内每条组串电流值，并进行记录；b) 在测量汇流箱内每条组串电压值时,应预先断开所在支路；c) 测量汇流箱内每
10、条组串电压值，并进行记录；d) 测量汇流箱内每条组串电流值，并进行记录；e) 根据记录数据，对测量结果进行比对，每个被测汇流箱内的被测电压、电流值最大偏差不应超过平均值的5%。注： 在测量单个汇流箱时,应尽可能在较短时间内完成测试与记录。8.2 光伏组件检查8.2.1 光伏组件外观检查在晴天少云且不低于400W/m2的辐照度下，对每个样本组件仔细检查下列情况： 开裂、弯曲、不规整或损伤的外表面； 破碎的光伏电池； 产生裂纹，且开裂面积大于组件表面面积的10%的光伏组件； 光伏组件相互接触或与边框接触； 在组件的边框和电池之间形成连续通道的气泡或脱层； 在塑料材料表面粘有污物； 引出端失效，带电
11、部件外露严重； 可能影响组件性能的其它任何情况。对存在以上问题的光伏组件应根据组件所在阵列位置与生产批号进行书面记录，并照相记录。这些缺陷在后续的试验中可能会加剧并对组件的性能产生不良影响。注： 抽检原则根据本检测规则第5章b)中规定执行。8.2.2 光伏组件基本检查光伏组件的检查应包括如下项目：a) 光伏组件应选用按IEC 61215或IEC 61646及IEC61730的要求通过质量认证的产品； b) 组件产品应是完整的，每个光伏组件上的标志应符合IEC 61215或IEC 61646中第4章的要求，标注额定输出功率（或电流）、额定工作电压、开路电压、短路电流；有合格标志；附带制造商的贮运
12、、安装和电路连接指示；c) 组件互连应符合方阵电气结构设计要求。8.3 光伏方阵基本检查应对光伏方阵进行以下检查：a) 方阵是否避免阴影遮挡影响，且各子方阵间应具有足够间距；b) 对于安装在屋顶的光伏系统，应考虑周围环境变化是否对光伏方阵存在影响。8.4 光伏方阵绝缘阻值测试8.4.1 一般要求光伏方阵应按照如下要求进行测试：a) 测试时限制非授权人员进入工作区；b) 不得直接触摸电气设备以防止触电；c) 绝缘测试装置应具有自动放电的能力；d) 漏电保护器应断开；e) 在测试期间应当穿好适当的个人防护服/设备。8.4.2 测试方法8.4.2.1 方阵边框接地的系统对于边框接地的系统，可以采用下
13、列两种方法测试：a) 测试方法1首先测试方阵负极对地的绝缘电阻，其次测试方阵正极对地的绝缘电阻；b) 测试方法2测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。8.4.2.2 方阵边框没有接地的系统对于方阵边框没有接地的系统，可以选择做如下两种方法测试：a) 在电缆与大地之间做绝缘测试；b) 在方阵电缆和组件边框之间做绝缘测试。8.4.2.3 对于没有接地的导电部分应采取如下测试：在被测方阵的电缆与接地体之间进行绝缘测试。注1： 凡采用8.4.2.1b）测试方法2，应尽量减少电弧放电，在安全方式下使方阵的正极和负极短路。注2： 指定的测试步骤要保证峰值电压不能超过组件或电缆额定值。8.4.3 测试
14、过程在开始测试之前，禁止未经授权的人员进入测试区，从逆变器到光伏方阵的电气连接应断开。本检测规程8.4.2.1 b）测试方法2中，若采用短路开关盒时，在短路开关闭合之前，方阵电缆应安全地连接到短路开关装置。采用适当的方法进行绝缘电阻测试，测量连接到地与方阵电缆之间的绝缘电阻，具体见表1。测试时间为60s。在做测试之前应保证测试安全。保证系统电源已经切断之后，才能进行电缆测试或接触任何带电导体。表1 绝缘电阻最小值系统电压（V）测试电压（V）最小绝缘电阻(M)1202500.560050011000100018.5 光伏组件效率测试8.5.1 一般要求参照本检测规程7.3.1节执行。8.5.2
15、抽检方法依据本规程第5章中的规定实施。8.5.3 测试设备测试设备的要求如下：a) 应选取精度在2%以内的测试设备；b) 所用测试设备应具备连续跟踪I-V曲线变化的功能；c) 所用测试设备应具备储存I-V曲线与参数的功能；d) 所用测试设备应含有与测试设备相连接的辐照计；e) 应选取测量组件背板表面温度精度在1%以内变化的测试设备；f) 所用测试设备应具备测量并储存开路电压与短路电流的功能。8.5.4 测试步骤a) 按照6.3要求进行接地和漏电流检查；b) 采用红外测试仪寻找较差组件；c) 选取光伏组件，并进行拆卸；d) 清洁被选光伏组件，并记录被选组件的基本参数与生产批号；e) 检查测试环境
16、； 被测光伏组件实测电压与实测电流应在1%以内变化； 为有效推算出在STC条件下的测试数据，水平总辐照度不应低于700W/m2f) 按7.6.1中要求选取合适的辐照计，查看被测区域水平辐照度的均匀性，并将被测光伏组件放置在该区域，放置角度应与该组件原始安装倾角保持一致；g) 根据7.6.3要求，根据GB/T18210-2000晶硅光伏阵列-I-V特性的现场测试中5.1章要求，对被测光伏组件背板表面温度、被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背板表面温度与I-V曲线特性等参数进行测量，并保存记录。8.5.5 被测参数分析a) 采用红外测试仪寻找较差组件；b) 测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列的中心背
17、板表面温度TSA； c) 测量选取被测光伏组件所在的光伏阵列中其他组件的中心背板表面温度TSM;d) 计算温度差dT=TSA-TSM;e) 测量获得光伏组件VOC，并计算组件电池结点温度TJRO, (1)式中： 为被测光伏组件的电压温度系数，V-1; k 为被测光伏组件所处辐照度与1000W 见表2；表2 k值与辐照度比例系数表k值辐照度（W/m2）1.00010000.9969000.9898000.983700f) 测量被测光伏组件的背板表面中心温度TSR，并再次测量TSM（定义为TSM）; 注： 本次测量应在1分钟内完成。g) 计算获得光伏组件与光伏方阵的修正连接点温度；(2) 将被测光
18、伏组件连接到测量装置进行测试获取I-V曲线参数，测试期间总辐照度变化不应超过10%；h) 分别计算ISC_STC, VOC_STC,IMPP_STC, VMPP_STC和PMPP_STC:(3)式中： G为太阳辐照度 为被测光伏组件电流温度系数(4)式中： 为被测光伏组件电压温度系数(5)(6)(7)i) 被测光伏组件的填充因数为 (8)j) 被测光伏组件的总效率为(9)式中： Aout为被测光伏组件标称总面积 k) 被测光伏组件的内板效率为(10)式中： Ain为被测光伏组件标称电池片总面积8.6 电流-电压特性测试a) 在现场条件下的光伏组件I-V特性测试应在自然太阳光下进行，并应保证在一
19、次测量期间总辐照度（直接辐射+天空散射）的不稳定度不大于1%；b) 如果环境温度起伏较大，应把样本组件遮挡起来，避免太阳光和风的影响，直到样本组件温度与周围空气温度一致，去掉遮挡物，立即测量；c) 抽检原则与第5章相同；d) 检测步骤参照GB/T 6495.1执行。9 检测报告检测结果应记录并包括以下内容：a) 由受检单位提供的被测光伏发电站的规格参数；b) 由受检单位提供的被测光伏组件的规格参数；c) 由检测单位提供的检测设备的规格参数；d) 现场检测环境参数；e) 检测条件下被测光伏发电站现场组件的检测结果；f) 其他相关内容；在现场将各项检测结果如实记入原始记录表，原始记录表应有检测人员、校核人员和技术负责人签名。原始记录表应作为用户档案保存两年。_
