T-SDAQI 024-2021 户用并网光伏电站性能验收规范

T/SDAQI

—1范围改建和扩建的户用并网光伏电站的验收。2 规范性引用文件文件。CNCA/CTS0016-2015并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范3 术语和定义CNCA/CTS0016-2015

界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1

户用并网光伏电站

power

for

household

380V或单相，安装容量三相400kW8kW场地的分布式并网光伏电站。3.2

光伏组件

module指具有封装及内部联接的、能单独提供直流电的输出、最小不可分割的太阳电池组合装置。3.3

光伏组串

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电压的电路单元。3.4

光伏支架

光伏发电系统中为了摆放、安装、固定光伏组件而配置的专用支架。3.5

光伏阵列

array由若干个太阳电池组件或太阳电池板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结构而构成的直流发电单元。3.6

逆变器

inverter光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。3.7

户用光伏电站并网点

connection

point

power

stations

household

户用光伏电站的输出汇总点（以下简称并网点）。3.8

逆变器加权效率

weighted

efficiency

of

inverter逆变器不同负载率出现的几率，即加权系数，与该负载率条件下逆变器效率的乘积之和。[来源：，3.18]3.9

能效比

performance

T/SDAQI

—光伏等效利用小时数与峰值日照时数的比值，用百分比表示。[来源：，3.24]3.10标准能效比

performance

ratio

in

standard

test

conditions将不同气候区的能效比修正到标准结温（25℃）下的能效比，排除了不同气候区温度差异的影响，用于比较不同气候区光伏电站的质量。[来源：，3.24]4 抽样规则采用本标准规定的抽样规则进行抽样检测，抽样规则见附录A。5 技术要求5.1

光伏电站功率符合性光伏电站实际安装功率应符合相关批复或备案文件要求，并应与设计一致。5.2

光伏组件外观质量当抽取组件数量小于等于片时，外观不合格组件数量应小于等于1片；当抽取组件数量大于10片时，外观不合格组件数量不应超过被检测组件数量的10%（采用“进一法”取值）。5.3

光伏组件红外测试（热斑检查）当抽取组件数量小于或等于10片时，红外测试不合格组件数量应小于等于1片；当抽取组件数量大于10片时，红外测试不合格组件数量不应超过被检测组件数量的（采用“进一法”取值）。5.4

光伏组件污渍和灰尘遮挡损失光伏组件污渍和灰尘遮挡损失率不应大于4%。5.5

光伏组件功率衰降多晶硅组件首年内衰降率不应大于年内衰降率不应超过大于5.0%。年内不应小于标称功率的80%。5.6

光伏组件电致发光（EL）测试当抽取组件数量小于等于片时，EL测试不合格组件数量应小于等于1片；当抽取组件数量大于10片时，EL测试不合格组件数量不应超过被检测组件数量的10%（采用“进一法”取值）。5.7

光伏阵列间距符合性光伏方阵实际间距不宜小于6.7条中按公式（1）计算的光伏方阵合理间距。5.8

组串内光伏组件的串联失配损失光伏组件串联失配损失不应大于2%。5.9

并网逆变器加权效率并网逆变器包含以下要求：a）

并网逆变器应通过具备检测资质机构的检测。b）

并网逆变器加权效率不应小于。5.10光伏支架镀层厚度当光伏方阵处于正常工作状态，且方阵面的辐照度高于700W/m

时，对被抽样组件进行红外扫描，待检测现场辐照度超过

时，使用符合要求的当光伏方阵处于正常工作状态，且方阵面的辐照度高于700W/m

时，对被抽样组件进行红外扫描，待检测现场辐照度超过

时，使用符合要求的特性测试仪在被抽样组记录辐照度和被抽样组件温度；将被抽样组件功率分别修正到标准测试条件（辐照度：1000

m

、温待检测现场辐照度超过

时，使用符合要求的特性测试仪检测被清洗干净的抽样组件的

W/m

、μm层厚度不应小于65μm。5.11光伏方阵绝缘性光伏组串绝缘电阻不应小于1MΩ。5.12接地连续性接地连续性电阻不应大于4Ω。5.13并网点电能质量并网点电能质量包含以下要求：a）

电压偏差：三相电压的允许偏差为额定电压的±7%，单相电压的允许偏差为额定电压的、-10%。b）

频率偏差不应大于±0.5Hz。c）

总谐波电流不应大于逆变器额定输出的5%。d）

负序电压不平衡度（仅对三相输出）不应大于2%，短时不应大于4%。e）

逆变器向电网馈赠的直流电流分量不应大于其额定值的1%。5.14光伏电站标准能效比

PRs光伏电站标准能效比PRs不应小于80%。5.15保护功能断路器应具备短路瞬时、长延时保护功能和分励脱扣功能，并具备失压跳闸及低压闭锁合闸功能。6 检测方法6.1

光伏电站功率符合性统计光伏电站组件种类、标称功率、数量，计算光伏电站实际安装功率。6.2

光伏组件外观质量目测被抽取组件的外观，记录外观不合格的组件，并附照片。合格组件判定条件见附录B。6.3

光伏组件红外检测（热斑检查）2正上方的温度超过其他电池片20℃6.4

光伏组件污渍和灰尘遮挡损失2件清洗前检测一次曲线，记录辐照度和被抽样组件温度；被抽样组件清洗后，再检测一次I-V曲线，2度：25被测组件照片，并记录清洗周期以及上一次的清洗时间。光伏组件污渍和灰尘遮挡损失率=（组件清洗后测试的修正功率-组件清洗前测试的修正功率）/组件清洗后测试的修正功率×100%6.5

光伏组件功率衰降22温度：25℃），比较被抽样组件标称功率，得到光伏组件功率衰降率。1020305075100

1

0.042

0.073

4

0.295

6712345675%10%100%T/SDAQI

—光伏组件功率衰降率=（组件测试的修正功率-组件标称功率）/组件标称功率×6.6

光伏组件电致发光（EL）测试对被抽样组件进行EL测试，保留影像，记录组件位置及问题。合格判定条件见附录C。6.7

光伏阵列间距符合性光伏这列间距包含以下内容：a）

缝隙）；b）

依据冬至日9：00-15：00不遮挡原则设计，按照公式（1）计算光伏方阵合理间距：

×cos×

sin

×

Φ

+0.43384338Φ

⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅待检测现场辐照度超过

待检测现场辐照度超过

将组件功率和被抽样组串功率分别修正到标准测试条件（辐照度：1000W/m

、温度：25℃）。D——两排阵列之间距离，单位为米（m）；L——阵列倾斜面长度，单位为米（m）；A——阵列倾角，单位为度（°）；Φ——当地纬度，单位为度（°）。6.8

组串内光伏组件的串联失配损失2I-V2光伏组件串联失配损失=（组串内各组件修正功率之和-组串修正功率）/组串内各组件修正功率之和×6.9

并网逆变器加权效率1。表1表1逆变器加权效率记录表6.10光伏支架镀层厚度6.11光伏方阵绝缘性120250120

5005001000T/SDAQI

—用绝缘电阻测试仪测试被抽样光伏组串正、负极分别对地的绝缘电阻，测试电压要求见表2。表2 光伏方阵绝缘电阻测试电压b）表2 光伏方阵绝缘电阻测试电压b）

试验条件：7点到17点时段内光伏方阵面的辐照量≥16MJ/m

。PR

⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅(2)G——标准测试条件辐照度，1000W/m

。6.12接地连续性6.13并网点电能质量采用符合户用并网光伏电站的最大扰动工作周期。6.14光伏电站标准能效比

PRs光伏电站标准能效比包含以下内容：a）

采用便携式气象站监测7点到点时段内光伏方阵面的辐照度和组件的背板温度，每记录一次数据，同时记录7点到17点时段内光伏电站的发电量。2c）

按照公式（2）计算光伏电站标准能效比：C=1+δ×(Tm-25℃)⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅式中：E——测试时段内光伏电站发电量，单位为千瓦时（）；C——温度相对修正系数；P0——光伏电站额定功率，单位为千瓦（kW）；H——测试时段内光伏方阵面的辐照量，单位为千焦（kJ）；2δ——光伏组件的功率相对温度系数，单位为百分比每摄氏度（%/℃）；Tm——测试时段内光伏组件平均背板温度，单位为摄氏度（℃）。6.15保护功能保护功能包含以下内容：a）

检查交流并网箱是否配备开断点、浪涌保护器。b）

能力。c）

和分励脱扣功能。d）

检查并网点断路器在通电瞬间是否能自动合闸及在断电瞬间是否能自动跳闸。7 验收意见表应参考本文件给出的验收意见表进行验收，验收意见表见附件D。30%3010%1020EL202020%，不足T/SDAQI

—附录

A（规范性）抽样规则见表。表A.1表A.1抽样规则1.0mm2mm1/101/102mm5mm2mm²，长度应≤10mm0.5mm,10mm20mm3mm3mm1.8mm1.5mm10mm10mm30mm30mm1mm3mm105mm10mm10mm0.5mm0.51mm50mmEVAEVA50mm10mm50mmT/SDAQI

—附

录

B（规范性）光伏组件外观质量合格组件判定条件见表B.1。表B.1表B.1

光伏组件外观质量合格组件判定条件1/41/51/81/8I-V曲线正常，满足功率要求，每个组件允许存在≤片的亮度较高混片存在（只允许高5%<10%I-VT/SDAQI

—附

录

C（规范性）光伏组件电致发光（EL）测试合格组