NB

中华人民共和国能源行业标准

NB/T 32041 — 2018

光伏发电站设备后评价规程

Code for post-evaluation of equipment in photovoltaic power station

2018-07-01 实施

国家能源局发布

目 次

前言

1范围

2规范性引用文件

3术语和定义

• 4 基本规定

• 5 光伏组件的评价

6跟踪系统的评价

7光伏汇流箱的评价

8光伏逆变器的评价方法

9就地升压变压器的评价方法

10综合后评价与报告

附录A （规范性附录）光伏发电站现场检查表

本标准按照GB/T 1.1-2009 ＜标准化工作导则 第1部分 标准的结构和编写》的要求编写。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本标准由中国电力企业联合会提出并归口。

本标准主要起草单位：龙源（北京）太阳能技术有限公司、中国大唐集团新能源股份有限公司。

本标准主要起草人：张宝全、李星运、于航、李刚、李爱武、王超柱、于仝、赵振兴、范晓旭、 刘蕴华、石鑫宝、梁大鹏。

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条 一号，100761 ）＜＞

光伏发电站设备后评价规程

1范围

本标准规定了光伏发电站主要发电设备后评价的内容和方法。

本标准适用于新建、改建和扩建的并网光伏发电站。

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/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 14285继电保护和安全自动装置技术规程

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 17467高压/低压预装式变电站

GB4 18210晶体硅光伏（PV）方阵/—f特性的现场测量

GB/T 19964光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T20513光伏系统性能检测测量、数据交换和分析导则

GB/T 29319光伏发电系统接入配电网技术规定

GB/T 29320—2012光伏电站太阳跟踪系统技术要求

GB/T 50796光伏发电工程验收规范

GB 50797光伏发电站设计规范

GB/T 50865光伏发电接入配电网设计规范

DL/T 375户外配电箱通用技术条件

DL/T572电力变压器运行规程

DL/T5352高压配电装置设计规范

NB/T 32005光伏发电站低电压穿越检测技术规程

NB/T 32006光伏发电站电能质量检测技术规程

NB/T 32008光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程

NB/T 32032光伏发电站逆变器效率检测技术要求 3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

光伏组件 photovoltaic (PV) module

具有封装及内部联结的、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，又称太阳 电池组件(solar cell module)。

3.2

光伏组件串 photovoltaic (PV) modules string

在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。

3.3

光伏发电单元 photovoltaic (PV) power unit

利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含就地升压变压 器、逆变器、汇流箱和光伏方阵，以及相关辅助设施等。

3.4

光伏方阵 photovoltaic (PV) array

将若干个光伏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结构而构成的直流发 电单元，又称光伏阵列。

3.5

光伏发电系统 photovoltaic (PV) power generation system

利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。

3.6

光伏发电站 photovoltaic (PV) power station

以光伏发电系统为主，包含各类建(构)筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。

3.7

跟踪系统 tracking system

通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照 量，以增加发电量的系统。

3.8

光伏支架 photovoltaic (PV) supporting bracket

光伏发电系统中，为了摆放、安装、固定光伏组件而设计的专用支架，简称支架。

3.9

汇流箱 combiner-box

在光伏发电系统中，将若干路直流或交流输出并联汇流接入的装置。

3.10

逆变器inverter

光伏发电站内将直流电变换成交流电的设备。

3.11

并网光伏发电站 grid-connection photovoltaic (PV) power station

直接或间接接入公用电网运行的光伏发电站。

3.12

逆变器转换效率 inverter conversion efficiency

在规定的测试周期内，逆变器在交流端口输出的电能与在直流端口输入的电能的比值。

3.13

总效率 overall (total) efficiency

在规定的测试周期内，逆变器在交流端口输出的电能与理论上光伏方阵模拟器(或光伏电池阵列) 在该段时间内提供的电能的比值。

3.14

逆变器加权效率 weighted efficiency of inverter

在给定直流输入电压下，逆变器在规定的不同负载点下的加权效率之和，其权重系数由所在地区日 照资源特点而确定。

3.15

设备后评价 equipment post-evaluation

在工程己经完工并运行一段时间后，对工程设备的设计选型、施工安装、运行维护进行系统的、客 观的分析和总结的一种技术经济活动。

4基本规定

4.1光伏组件、逆变器、汇流箱、就地升压变压器、监控、保护系统的设计选型应符合GB 50797的规定。 4.2光伏组件、汇流箱、逆变器、就地升压变压器的安装应符合GB 50168、GB 50794的规定。

4.3光伏发电站升压站（开关站）一次设备的后评价应符合GB/T 17467、GB 50147和GB 50148的 规定。

4.4光伏发电站跟踪系统应符合GB/T29320的规定。

4.5后评价应在工程项目全部建成且投产一年后进行。

4.6后评价应包括设备性能、设计选型、施工安装和运行维护评价。

4.7宜根据工程规模和设备类型，以及运行维护情况，确定光伏发电单元抽检数量的比例。

4.8后评价应收集下列资料：

a） 竣工图设计文件、施工质量控制文件、监理报告、并网运行安全检测与验收文件、运行维护档 案等。

b） 电站名称、装机容量、站内电压等级、地理位置与海拔高度、建设时间、并网运行时间；主要 设备的型号规格、生产厂家及出厂日期；近一年来的现场气象资料、太阳总辐射量、电站发电 量等，按表A.l、A.2的要求填写。

c） 项目生产经营文件，包括项目生产运行报表、维修记录及其他相关资料等。

d） 电站实测数据。

5光伏组件的评价 5.1光伏组件污渍遮挡损失检测 5.1.1现场检测的釆样原则:在评价周期内，每个选定的光伏发电单元内选取不少于10片测试组件作为抽样。 5.1.2现场检测方法：垂直于光伏组件表面的太阳辐照强度不小于700W/m²,在每个选定的光伏发电单 元内选取不少于5组测试组件作为抽样，测试清洗前后的组件I-U曲线。检测结果须修正到标准测试 （STC）条件下对应的数值，修正方法依照GB/T18210的规定进行。

组串灰尘损失率计算表达式：

pstc _ ŋste

偽st= g邱脳帆X100% ʃafter

式中:

〃蛔——组串灰尘当前损失；

Core 一组串清洁前修正功率值；

PZ——组串清洁后修正功率值。

5.1.3评价标准：光伏组件污渍遮挡损失不应超过5%。

5.2光伏组件功率衰降检测

5.2.1现场抽样原则

在每个选定的光伏发电单元内选取不少于5组测试组件作为抽样。

5.2.2现场检测方法

垂直于光伏组件表面的太阳辐照强度不小于700W/m²,测试清洁的组件/-U曲线，检测结果须修正 到标准测试（STC）条件下对应的数值。同标称功率比较，得到光伏组件功率衰降率。

5.2.3评价标准

a） 多晶硅组件一年内功率衰降不应超过2.5%,两年内不应超过3.2%；单晶硅组件一年内功率衰 降不应超过3.0%,两年内不应超过4.2%；薄膜组件一年内功率衰降不应超过5%。

b） 当衰降率超过上述临界值时，宜进行实验室STC条件测试。组件峰值功率检测表应按附录表 A.3的要求填写。

5.3光伏组件热斑、旁路二极管和隐裂检测

5.3.1现场抽样原则

在每个选定的光伏发电单元内选取不少于5组测试组件作为抽样。

5.3.2现场检测方法

a） 用红外成像仪检测光伏组件，是否存在热斑。检测结果应附热斑组件和无热斑组件的红外成像照片。

b） 用万用表测量光伏组件的旁路二极管，旁路二极管不应损坏。

c） 用电致发光（EL）成像检测光伏组件是否存在隐裂。隐裂组件检测应附隐裂组件的电致发光 （EL）成像照片。

5.3.3评价标准

隐裂长度大于单个电池片边长的组件为不合格；在满足功率的情况下，隐裂长度大于单个电池片边 长1/2的组件每片最多有2处，这样的电池片数量每块组件不超过5片为合格。光伏组件热斑、隐裂及 旁路二极管检测应按表A.4的要求填写。

5.4其他项目检测

5.4.1检查光伏组件是否存在玻璃破碎、背板焦灼、背板黄化、划伤、隐裂等损坏现象。检测组件中是 否存在与任何电路形成连通通道的气泡。

5.4.2检査光伏组件间接插件连接是否牢固，光伏组件接线盒、连接器是否存在变形、扭曲、开裂等现象。 5.4.3用接地电阻测试仪测量光伏方阵的绝缘电阻，绝缘电阻应大于1MQ。光伏方阵绝缘性能检测应 按表A.5的要求填写。

6跟踪系统的评价

6.1现场抽样原则

在每个选定的光伏发电单元内选取跟踪系统，每种跟踪系统不少于2个作为抽样。

6.2跟踪系统的评价的内容

6.2.1检查跟踪系统的机械结构、电气线路、外观涂装。

6.2.2检查跟踪系统的运行角度、手动控制系统、应急动作等功能。

6.2.3检查跟踪系统的润滑部位。

6.2.4检査跟踪系统的易损耗件及磨损情况。

6.3评价标准

光伏发电站跟踪系统应符合GB/T29320—2012第4章的规定。跟踪系统性能检测应按表A.6的要求填写。

7光伏汇流箱的评价

7.1直流汇流箱的评价方法

7.1.1现场抽样原则：在每个选定的光伏发电单元内选取不少于2个作为抽样。

7.1.2评价内容及方法如下：

a） 检查汇流箱是否存在影响使用的变形、锈蚀、漏水、积灰；检查箱体外表面的安全警示标识是 否完整无破损。

b） 检查汇流箱内接线端子是否松动；光伏组串是否存在断路现象。

c） 检查汇流箱内熔断器、隔离二极管等易损件是否损坏，浪涌保护器是否有效。

d） 检查数据釆集是否正常。

e） 评价依照GB/T 50796和GB 50797的规定，对直流汇流箱的检测按表A.7的要求填写。

7.2交流汇流箱的评价方法

7.2.1现场抽样原则：在每个选定的光伏发电单元内选取不少于2个作为抽样。

7.2.2评价内容及方法如下：

a） 检査汇流箱是否存在影响使用的变形、锈蚀、漏水、积灰；检査箱体外表面的安全警示标识是 否完整无破损。

b） 装置中对断路器、隔离开关或有手动操作部件的器件，连续操作（拉合）不少于5次，机构动 作灵活，工作状态正常。

c） 检査汇流箱内接线端子是否松动，浪涌保护器是否有效。

d） 检查数据釆集是否正常。

e） 评价依照DL/T 375—2010和GB 50797的规定，对交流汇流箱的检测按表A.8的要求填写。

8光伏逆变器的评价方法

8.1抽样原则

在每个选定的光伏发电单元内选取不少于1个作为抽样。

8.2逆变器效率检测

光伏逆变器的效率检测应符合NB/T 32032的规定。逆变器转换效率检测表应按表A.9的要求填写。

8.3逆变器电能质量检测

光伏逆变器的效率检测应符合NB/T 32008的规定。逆变器电能质量检测表应按表A.10的要求填写。

8.4逆变器温升检测

8.4.1周围空气温度的测量

测量周期内，周围空气的温度应为OC〜50C,如果周围空气温度的变化超过3°C,应按设备的热 时间常数用适当的修正系数对测得的部件温升予以修正。

8.4.2部件温度的測量

用合适的温度检测器测量除线圈外设备的所有部件可能达到最高温度的不同位置上各点的温度，温 度测量选用的温度检测器不应影响被测量部件的温升。

9就地升压变压器的评价方法

9.1检测原则

在已选定的光伏发电单元内选取就地升压变压器。

9.2检测内容与方法

9.2.1检查就地升压变压器通风孔应无堵塞，通风良好；用红外温度仪测量就地升压变压器内温度，温 度不应超过允许值。

9.2.2检査就地升压变压器内开关设备的状态与现场指示信号一致。

9.2.3用接地电阻测试仪测量就地升压变压器的接地电阻，其接地电阻值不应大于4Q。

9.2.4测量接地变压器的效率，其值应在合理范围内。

9.2.5依据GB 1094.1的例行试验的规定测量就地升压变压器的空载损耗，其值应在合理范围内。

9.3检测表填写

依照GB/T 17467和GB 50168的规定评价，就地升压变压器性能检测表按表A.11的要求填写。

10综合后评价与报告

10.1综合后评价

10.1.1从光伏发电站组件效率损失、逆变器效率、电能质量、系统总效率等方面，对光伏发电站设备 的设计选型、安装和运行维护进行综合后评估，并提出结论和建议。

10.1.2光伏发电站性能比计算表达式：

& =匕/匕

匕' =匕 X "load

匕=%d%巳乂（£山占）％

匕=弓x（乙yGj/Gg

式中：

R_f——光伏发电站性能比；

Y_{——最终PV系统等价发电时；

Y_r --标准等价发电时；

rʌ —方阵等价发电时；

确OAD --负载效率；

E_Ki——安装的整个方阵能量；

p₀——额定输出功率；

G _ref——组件标准倾斜面辐照度；

G——倾斜面日辐照度。

为了排除温度的影响，用标准性能比对光伏电站进行评估。

光伏电站标准性能比计算表达式：

R_p^=Y_{/CxY_r

C = l + $x（7^—25°C）

式中：

C——温度修正系数；

6——光伏组件的功率温度系数；

L引一实测评估周期内电池平均工作结温。

光伏发电站设备检测综合评估表应按附录表A.12的要求填写。

10.2报告编制内容要求

10.2.1后评价报告应包括光伏发电站设备选型、施工安装、运行维护状况及存在的问题，针对主要问 题，提出安全可行、具有可操作性的建议及意见。

10.2.2从光伏发电站组件效率损失、逆变器效率、电能质量、系统总效率等方面，对光伏发电站设备 的设计选型、安装和运行维护进行综合后评价，给出结论和建议。

10.2.3光伏发电站设备后评价报告应包括以下内容：

a） 综述：电站概况及总体运行情况和主要评价结论及建议。

b） 测试说明：依据标准、测试设备、抽样原则、测试条件和测试数据。

c） 主要设备性能评价：

1） 光伏组件评价；

2） 汇流箱评价；

3） 逆变器评价；

4） 就地升压变压器评价；

5） 升压站设备评价。

d） 设备综合后评价。

附录A

（规范性附录）

光伏发电站现场检查表

A.1项目基本情况见表A.1。

表A.1项目基本情况表

A.2主要设备基本情况调查见表A.2。

表A.2主要设备基本情况调查表

光伏发电站名称:

io

A.3光伏组件峰值功率检测见表A.3。

表A.3光伏组件峰值功率检测表

光伏发电站名称:

A.4光伏组件热斑、隐裂及旁路二极管检测见表A.4。

表A.4光伏组件热斑、隐裂及旁路二极管检测表

光伏发电站名称:

A.5光伏方阵绝缘性能检测见表A.5。

表A. 5光伏方阵绝缘性能检测表

光伏发电站名称:

表A.6跟踪系统性能检测表

A.7直流汇流箱检测见表A.7。

表A.7直流汇流箱检测表

光伏发电站名称:

A.8交流汇流箱检测见表A.8。

表A.8交流汇流箱检测表

光伏发电站名称:

A. 9逆变器转换效率检测见表A.9。

表A.9逆变器转换效率检测表

光伏发电站名称：

A.10逆变器电能质量检测见表A.10。

表A.10逆变器电能质量检测表

光伏发电站名称:

A.11就地升压变压器性能检测见表A.llo

表A.11就地升压变压器性能检测表

光伏发电站名称:

A.12光伏发电站设备综合评价见表A.12。

表A.12光伏发电站设备综合评价表

光伏发电站名称:

中华人民共和国

能源行业标准

光伏发电站设备后评价规程

NB/T 32041 —2018

中国电力出版社出版、发行

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2019年1月第一版 2019年1月北京第一次印刷 880毫米X1230亳米16开本1.5印张43「字 印数001—200册

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