分布式光伏發(fā)電站性能檢測規(guī)范

分布式光伏發(fā)電站性能檢測規(guī)范

1性能檢測應具備的條件1）工程施工承包合同及設計合同要求的全部項目均施工完畢。2）土建工程質(zhì)量全部驗收已經(jīng)結束，并辦理了質(zhì)量驗收簽證。個別遺留問題不影響電站的運行且已確定好解決方案及完成時間。3）電氣安裝、調(diào)試工程已經(jīng)結束，按照驗收規(guī)范的規(guī)定已能滿足電站運行的要求。4）電站各個陣列及公用系統(tǒng)已經(jīng)全部投運，且全容量試運行達到240小時，試運行期間的主要缺陷（影響發(fā)電量及系統(tǒng)穩(wěn)定的缺陷）已全部消除。5）技術文件資料、施工記錄、質(zhì)量檢驗評定記錄完整、齊全并簽證完備。6）監(jiān)理單位對工程進行了竣工預驗收和消缺驗證。7）電站本體及送出工程全部手續(xù)辦理完畢，相關驗收均已完成。8）項目現(xiàn)場須配備滿足x省東能電力工程有限公司設備技術規(guī)范要求的環(huán)境監(jiān)測儀，設備需完成安裝調(diào)試并能夠提供安裝調(diào)試報告、供貨設備的廠家計量校驗證書和國家級計量校驗證書，2適用范圍初步設計審批文件及設計圖紙界定的全部工程范圍。本標準僅列出性能檢測的必要檢查項，并不包含性能檢測的全部內(nèi)容。甲方有權視現(xiàn)場實際情況進行項目或數(shù)量加測。3檢測項目、指標與實施方案3.1電站性能試驗檢查3.1.1電站性能檢測項目電站性能試驗在竣工驗收后進行，應進行的電站性能測試包括但不限于下列測試： 表1電站主要性能驗收項目序號類別項目目的備注1評估項目系統(tǒng)效率評估按本標準給出評估方案，評估電站系統(tǒng)效率是否達到前期約定值。2統(tǒng)計項目故障率統(tǒng)計統(tǒng)計在測試周期內(nèi)設備失效時到設備恢復使用期間損失的發(fā)電量與系統(tǒng)各支路應發(fā)電量的比值。3測試項目電能質(zhì)量測試測量電站電壓偏差、頻率偏差、諧波含量與畸變率、三相電壓不平衡度、直流分量、功率因數(shù)是否符合電網(wǎng)要求。4光伏方陣額定功率測試測試光伏方陣的額定功率是否達到設計值。5逆變器性能測試測試電網(wǎng)電壓、頻率異常時的響應特性和電站低電壓穿越能力、防孤島能力。6有功功率輸出特性測試、有功功率控制特性測試、無功功率調(diào)節(jié)特性測試。7絕緣與接地連續(xù)性測試檢測光伏方陣絕緣性能是否符合要求、檢測組件接地連續(xù)性是否符合要求7其它主要設備性能測試復核設備技術規(guī)范中要求的性能指標，根據(jù)國標和項目所在地要求復核設備功能及配置。3.1.2核心性能指標要求本節(jié)所開列的性能指標是被檢測電站的核心性能指標，如被測電站不能達到以下指標將直接影響被測電站是否通過驗收。表2電站核心性能指標序號類別項目要求備注1評估項目*全站光伏組件安裝總量≥設計容量2電站首年系統(tǒng)發(fā)電效率年度平均系統(tǒng)發(fā)電效率須≥78%參見注釋13測試項目*光伏組件承諾單多晶硅組件首年衰減分別不超過3%和2.5%、之后每年不超過0.7%、十年累計衰減不超過10%、二十五年累計衰減不超過20%組件同一電池片只能有一條隱裂并且該隱裂長度不超過電池片邊長的四分之一，不允許存在貫穿隱裂，不允許存在交叉隱裂，不允許存在可視裂紋，單塊組件中有隱裂的電池片的數(shù)量應少于2片，不允許出現(xiàn)碎片、黑芯片、黑斑、局部短路。4*逆變器承諾綜合轉換效率≥98.4%最大轉換效率≥99%最大輸入電壓≥DC1000V5其它設備性能水平設備性能不應低于企業(yè)標準，企業(yè)標準未約束的參數(shù)不應低于國標和行業(yè)標準。參見注釋2，注釋：1、系統(tǒng)發(fā)電效率需按日統(tǒng)計，統(tǒng)計期限一年；2、本節(jié)未提到的電站設備性能指標及整體性能指標必須滿足Q/GDW617-2011《光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定》和GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》的所有要求。3、EL測試抽樣比例按照不低于10片/MW抽?。?MW容量的電站最低抽樣數(shù)量不低于50片，5MW-10MW的電站不低于100片，大于10MWD的不低于150片），多種型號按照裝機容量比例進行抽檢。如EL測試不符合要求，處理如下（1）EL不合格率小于等于10%，則符合要求（2）EL不合格率大于10%同時小于等于15%，則抽取EL不合格率高的區(qū)域所有組件全部進行EL測試，不符合要求的組件承建方免費更換，全部抽檢組件中（3）EL不合格率大于15%，不合格比例超過10%，則電站視為不合格。需對所有組件進行EL測試，不符合要求的組件承建方免費更換。3.2性能檢測方案在設計工況下，被測電站應由x省東能電力工程有限公司技術或其委托的第三方按本標準之要求及模板出具被測電站性能測試的驗收報告，作為評定被測電站性能水平的依據(jù)。當被測電站滿足本標準前節(jié)規(guī)定的電站性能驗收啟動條件時，項目承建方可提出驗收申請。電站性能驗收最長測試時間為電站全部并網(wǎng)后并安全運行240小時后，自正式啟動驗收之日兩個月內(nèi)結束出具初步驗收報告。建議公司相應合同參照這三個報告的時間安排及通過情況，設置相應支付計劃。3.2.2*系統(tǒng)效率評估方案本項目選用能量效率作為評估標準。η具體計算公式如下：EoutETEPLEλETHT：光伏方陣傾斜面總輻射量①，單位：①光伏方陣傾斜面總輻射量HT的測量方法：由環(huán)境監(jiān)測儀采集獲得；環(huán)境監(jiān)測儀需滿足公司設備企業(yè)標準。其中，1、Eout數(shù)據(jù)從關口表計量處讀取。2、EPL由電站根據(jù)調(diào)度所下達的允許出力功率結合限發(fā)時間內(nèi)正常發(fā)電方陣（代表方陣=1\*GB3①）的發(fā)電量綜合計算=2\*GB3②得出；如果限電時段內(nèi)無上網(wǎng)電量，限電損失電量按照限電時段內(nèi)的理論發(fā)電量計算。3、Eλ由電站結合故障損壞程度、設備停運區(qū)域和設備停運時間綜合計算得出，應參照代表方陣故障期間每天的逆變器交流側發(fā)電量，根據(jù)故障方陣與代表方陣每日逆變器交流側發(fā)電量的差值得出故障方陣每天的損失電量；如果故障時段內(nèi)無上網(wǎng)電量，故障損失電量按照故障時段內(nèi)的理論發(fā)電量計算。如果限電和設備故障情況同時出現(xiàn)，EPL、Eλ不重復計算，由運維人員或委任的檢測人員根據(jù)現(xiàn)場情況對發(fā)電影響較大的因素進行損失電量統(tǒng)計。注釋：1、代表方陣：根據(jù)電站規(guī)模及光伏區(qū)總體布置，選取設備選型、所處位置及排布有代表性的方陣；1）代表方陣選取數(shù)量按容量劃分：3MW及以下項目不低于2個，3MW至6MW項目及以下項目不低于3個，6MW至15MW及以下的選取4個，15MW以上的項目選取6個；2）代表方陣不參與功率調(diào)節(jié)，應保持全容量投產(chǎn)狀態(tài)。2、計算方案：測試正常發(fā)電的代表方陣在限電期間每天的逆變器交流側發(fā)電量，根據(jù)限電無法正常發(fā)電的方陣與代表方陣每日逆變器交流側發(fā)電量的差值得出限電方陣每日的損失電量。3.2.3*故障率統(tǒng)計方案故障率λ是指在統(tǒng)計周期內(nèi)設備失效時到設備恢復使用期間損失的發(fā)電量與系統(tǒng)各支路應發(fā)電量的比值，數(shù)據(jù)以天為單位統(tǒng)計。Eλ：故障損失電量；EP：EPL其中，1、EP數(shù)據(jù)從關口表計量處讀取。2、EPL由電站根據(jù)調(diào)度所下達的允許出力功率結合限發(fā)時間內(nèi)正常發(fā)電方陣的發(fā)電量綜合計算得出，應參照代表方陣限電期間每天的逆變器交流側發(fā)電量，根據(jù)限電無法正常發(fā)電的方陣與代表方陣每日逆變器交流側發(fā)電量的差值得出限電方陣每日的損失電量；如果限電時段內(nèi)無上網(wǎng)電量，限電損失電量按照限電時段內(nèi)的理論發(fā)電量計算。3、Eλ由電站結合故障損壞程度、設備停運區(qū)域和設備停運時間綜合計算得出，應參照代表方陣故障期間每天的逆變器交流側發(fā)電量，根據(jù)故障方陣與代表方陣每日逆變器交流側發(fā)電量的差值得出故障方陣每天的損失電量；如果故障時段內(nèi)無上網(wǎng)電量，故障損失電量按照故障時段內(nèi)的理論發(fā)電量計算。4、如果限電和設備故障情況同時出現(xiàn)，EPL、Eλ不重復計算，由運維人員或委任的檢測人員根據(jù)現(xiàn)場情況對發(fā)電影響較大的因素進行損失電量統(tǒng)計。3.2.4*組件性能測試方案1、樣本選擇光伏電站組件的抽檢按GBT2828.1-2012特殊水平S-2標準進行抽檢?？倶颖緮?shù)量按照8片/MW抽取，多種型號按照裝機容量比例進行抽檢。2、測試項目依據(jù)現(xiàn)行電站驗收標準CNCA/CTS0016-2015要求，需要對已安裝組件進行如下現(xiàn)場測試：1）外觀檢查2）組件功率測試3）組件電致發(fā)光(EL)測試4）紅外熱像掃描5）組件材料一致性檢查3、第三方認證實驗室抽檢測試（適用于收購項目和組件未監(jiān)造項目）1）抽檢比例：按照1串/型號進行抽檢，總量不低于20片。2）測試項目：功率測試、EL測試、濕漏電流測試、機械載荷測試、、抗PID測試、背板各層厚度和成分測試、背板光澤度對比測試、背板PCT48測試、并根據(jù)項目地區(qū)氣候特點進行濕熱、濕凍、紫外老化、風沙測試。3）包裝及運輸:包裝及運輸均由被委托實驗室負責，包裝運輸前必須進行EL測試。4）報告：認證機構或第三方實驗室必須具有CNAS、CMA認證資質(zhì)，所出具報告必須加蓋CNAS、CMA印章。報告中需體現(xiàn)測試設備校準有效期及校準報告編號。3.2.5*逆變器性能測試方案1、光伏并網(wǎng)逆變器的主要功能指標集中式逆變器可直接委托第三方進行現(xiàn)場性能檢測，組串逆變器需項目轉讓方聯(lián)系逆變器廠家提供必要的測試條件。1）*并網(wǎng)逆變器的能量轉換效率當并網(wǎng)逆變器在全運行溫度范圍內(nèi)工作于自供電模式時，并網(wǎng)逆變器的能量轉換效率不得低于98.4%。2）并網(wǎng)逆變器的發(fā)電效率當并網(wǎng)逆變器在全運行溫度范圍內(nèi)工作于自供電模式時，并網(wǎng)逆變器作為整體的發(fā)電效率不得低于99.0%（包含所有MPPT損耗、直流配電柜損耗、逆變器自身損耗、控制系統(tǒng)損耗和散熱系統(tǒng)損耗等）。2、*相關測試認證報告并網(wǎng)逆變器需提供按照NB32004-2013，CNCA004-2009A（2013年前）按照IEC62109-1、IEC62109-2、IEC61000-6-2、IEC61000-6-4由TUV、CGC或CQC測試的安全、電磁兼容型式試驗報告和證書；按照GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》所做的低電壓穿越測試報告和結論；并網(wǎng)逆變器必須具備GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》標準中要求的所有功能。3、*逆變器現(xiàn)場性能檢測1）樣本選擇：光伏電站并網(wǎng)逆變器按一定比例抽檢測試，抽檢原則同代表方陣選取原則，在同一個項目里，原則上代表方陣的逆變器即為抽檢逆變器，同時如采用逆變器不同，則每個型號至少抽檢2臺。2）測試項目：逆變器性能測試包含但不限于以下項目：（1）*外觀檢查，設備型號復核；（2）*性能指標試驗：逆變器轉換效率、逆變器發(fā)電效率、并網(wǎng)電流諧波試驗、功率因數(shù)測定試驗、直流分量試驗、噪聲試驗；（6）自動開/關機試驗；（7）軟啟動試驗；（8）絕緣耐壓試驗；3、測試方案：以上標記“*”的項目是必做檢測項目，其余項目如現(xiàn)場不具備條件需廠家提供資料驗證。鑒于公司尚無逆變器性能測試相關專業(yè)技術人員和設備，逆變器性能測試建議采用外委有資質(zhì)的專業(yè)監(jiān)測單位的方式進行測試。試驗方法參照《并網(wǎng)光伏發(fā)電專用逆變器技術要求和試驗方法》相關規(guī)定執(zhí)行。3.2.6支架測試方案1、要求提供正式設計圖紙和計算書；2、原材料：滿足國標和設計要求；3、防腐厚度：除滿足國標和設計要求外，熱浸鍍鋅產(chǎn)品厚度不小于65μm；涂抹防腐厚度不小于150um；4、焊縫質(zhì)量：滿足國標和設計要求；5、質(zhì)保期：加工制作質(zhì)保期為移交生產(chǎn)后5年，涂裝防腐為移交生產(chǎn)后25年。6、質(zhì)量檢驗：需提供支架材料質(zhì)量證明書和出廠合格證、支架材料試驗和檢測成果、加工制作記錄、質(zhì)量檢查資料等?，F(xiàn)場質(zhì)量檢測比例滿足國標和設計要求。重點需關注的項目：（包含但不限于）1、承載系統(tǒng)建筑物載荷計算書及相關證明文件（必須為甲級設