本發(fā)明涉及一種光伏電站的檢測方法，具體涉及一種用于光伏電站現(xiàn)場光伏組串一致性與效率的檢測方法。
背景技術(shù)：
我國作為能源消耗大國，發(fā)展清潔可再生能源發(fā)電勢在必行。太陽能作為取之不盡的清潔可再生能源，是發(fā)展低碳經(jīng)濟(jì)不可缺少的重要手段，加快發(fā)展太陽能發(fā)電，已成為解決能源可持續(xù)利用、社會可持續(xù)發(fā)展的重要舉措。
隨著光伏發(fā)電行業(yè)的快速發(fā)展，光伏發(fā)電裝機(jī)容量日益增長，規(guī)范光伏電站關(guān)鍵部件的各項(xiàng)性能指標(biāo)尤為重要。光伏發(fā)電站光伏組件作為光伏發(fā)電站的起始環(huán)節(jié)，起著至關(guān)重要的作用，其現(xiàn)場發(fā)電效率與光伏組串一致性一直作為光伏發(fā)電站性能指標(biāo)受到行業(yè)的光伏關(guān)注。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
為解決上述現(xiàn)有技術(shù)中的不足，本發(fā)明的目的是提供一種用于光伏電站現(xiàn)場光伏組串一致性與效率的檢測方法。
本發(fā)明的目的是采用下述技術(shù)方案實(shí)現(xiàn)的：
本發(fā)明提供一種用于光伏電站現(xiàn)場光伏組串一致性與效率的檢測方法，其改進(jìn)之處在于，所述檢測方法包括下述步驟：
步驟1：光伏組串一致性檢測；
步驟2：光伏組件效率檢測；
步驟3：光伏組件效率檢測參數(shù)分析。
進(jìn)一步地，所述步驟1的檢測條件為在光伏系統(tǒng)正常工作條件下，輻照度不低于300W/m2，各光伏組串處于并聯(lián)。
進(jìn)一步地，所述步驟1包括下述步驟：
a)測量單個匯流箱內(nèi)每條光伏組串電流值并記錄；
b)斷開被測匯流箱所在支路；
c)測量已斷開匯流箱內(nèi)每條光伏組串開路電壓值并記錄；
d)根據(jù)光伏組串電流值記錄數(shù)據(jù)運(yùn)用公式(1)計(jì)算被測匯流箱平均光伏組串電流；
式中：
IAvg——被測匯流箱平均光伏組串電流；
IN——第N串光伏組串支路電流，N＝1，2，3…；
n——單個被測匯流箱連接組光伏串?dāng)?shù)；
e)利用公式(2)計(jì)算并判定光伏組串電流一致性：
式中：
I％——光伏組串電流偏差率；
f)根據(jù)記錄數(shù)據(jù)運(yùn)用公式(3)計(jì)算被測匯流箱平均光伏組串開路電壓；
式中：
UAvg——被測匯流箱平均光伏組串開路電壓；
UN——第N串組串支路開路電壓，N＝1，2，3…；
n——單個被測匯流箱連接組串?dāng)?shù)；
g)利用公式(4)計(jì)算并判定光伏組串開路電壓一致性；
式中：
U％——光伏組串電壓偏差率；
被測匯流箱內(nèi)電流偏差率和電壓偏差率作為光伏組串一致性的評判依據(jù)，電流偏差率和電壓偏差率的參考值均為5％。
進(jìn)一步地，所述步驟2包括下述步驟：
a)進(jìn)行接地和漏電檢查；
b)選取電流偏差率或電壓偏差率大于5％的光伏組串中所有光伏組件進(jìn)行測試；
c)斷開被測光伏組串主回路；
d)清潔被測光伏組串作為被測光伏組件，并記錄被測光伏組件的基本參數(shù)與生產(chǎn)批號；
e)測試環(huán)境滿足太陽輻照度不低于500W/m2；
f)將被測光伏組件放置在被測區(qū)域，放置角度應(yīng)與光伏組件原始安裝傾角保持一致；
g)對被測光伏組件背板表面溫度、被測光伏組件所在的光伏陣列的中心背板表面溫度與I-V曲線特性參數(shù)進(jìn)行測量并記錄；
h)對步驟g)中的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析；
i)根據(jù)應(yīng)用抽檢原則選取電流偏差率或電壓偏差率不大于5％組串中的光伏組件進(jìn)行測試；
j)重復(fù)步驟a)-h)。
進(jìn)一步地，所述步驟3包括下述步驟：
a)采用紅外測試儀尋找熱斑光伏組件；
b)測量選取被測光伏組件所在的光伏陣列中心的背板表面溫度TSA；
c)測量選取被測光伏組件所在的光伏陣列中任一非中心組件的背板表面溫度TSM；
d)計(jì)算溫度差dT＝TSA-TSM；
e)測量光伏組件VOC，并計(jì)算光伏組件電池結(jié)點(diǎn)溫度TJRO：
TJRO＝(VOC-k·VOC_STC)/β+25℃
式中：
β——被測光伏組件的電壓溫度系數(shù)，V·℃-1；
k——被測光伏組件所處輻照度與1000W/m2的比例系數(shù)；
VOC_STC——被測光伏組件在STC條件下的開路電壓；
f)測量被測光伏組件的背板表面中心溫度TSR和光伏陣列中任一非中心組件的背板表面溫度TSM，測試在60s完成；
g)計(jì)算光伏組件與光伏方陣的連接點(diǎn)修正溫度TO：
TO＝TSM+dT+TJRO-TSR (5)
h)將被測光伏組件連接到I-V曲線測量裝置進(jìn)行測試并獲取I-V曲線參數(shù)，測試期間總輻照度變化不超過10％；
i)分別計(jì)算分別計(jì)算被測光伏組件在STC條件下的短路電流ISC_STC，被測光伏組件在STC條件下的開路電壓VOC_STC，被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電流IMPP_STC，被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電壓VMPP_STC和被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤功率PMPP_STC；
式中：
G——太陽輻照度；
α——被測光伏組件電流溫度系數(shù)；
ISC_STC——被測光伏組件在STC條件下的短路電流；
ISC_TEST——被測光伏組件測試條件下的短路短路；
式中：
β——被測光伏組件電壓溫度系數(shù)
VOC_STC——被測光伏組件在STC條件下的開路電壓；
VOC_TEST——被測光伏組件在測試條件下的開路電壓；
PMPP_STC＝VMPP_STC·IMPP_STC (10)
IMPP_STC——被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電流；
IMPP_TEST——被測光伏組件在測試條件下的最大跟蹤電流；
VMPP_STC——被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電壓；
VMPP_TEST——被測光伏組件在被測條件下的最大跟蹤電壓；
PMPP_STC——被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤功率；
j)被測光伏組件的填充因數(shù)為：
FF——被測光伏組件的填充因數(shù)；
k)被測光伏組件的組件效率為：
式中：
Aout——被測光伏組件標(biāo)稱總面積；
被測光伏組件的組件實(shí)際效率為：
式中：
Ain——被測光伏組件標(biāo)稱電池片總面積。
與最接近的現(xiàn)有技術(shù)相比，本發(fā)明提供的技術(shù)方案具有的優(yōu)異效果是：
(1)檢測時間短。組串一致性測試方法與光伏組件測試方法檢測時間短，均可在短時間內(nèi)完成。所用便攜式輕便設(shè)備在地面大型光伏電站與屋頂光伏電站等復(fù)雜測試工況下的測試時間大幅縮短。
(2)“壞板率”為零。結(jié)合組串一致性測試結(jié)果與應(yīng)用抽檢原則抽取光伏組件單板開展光伏組件效率測試時，不存在“壞板”的情況。該種情況已于組串一致性測試后排除。從而大大較少了抽取光伏組件的測試，避免了電站發(fā)電單元的頻繁投切。
(3)應(yīng)用靈活。該測試方法中所有測試設(shè)備均使用便攜式，帶儲能功能，且體積小，市場普及率高。因此，該項(xiàng)測試的檢測速度大幅提升的同時，亦可應(yīng)用于地面大型光伏電站與屋頂光伏電站等復(fù)雜測試工況下的光伏電站組件效率測量。
(4)成本低。組串一致性測試周期內(nèi)，有一半測試完全不需要停運(yùn)光伏發(fā)電站，有一半測試僅需要斷開被測運(yùn)行單元。測試時間縮短的同時，又大大減少了測試周期內(nèi)光伏發(fā)電單元停機(jī)次數(shù)與時間。因此測試成本大幅下降。
(5)光伏組件效率檢測結(jié)果真實(shí)。檢測方法中，提出了對光伏組件與光伏方陣的連接點(diǎn)修正溫度的測量與計(jì)算，最大限度了考慮到現(xiàn)場測試工況對組件效率最終計(jì)算產(chǎn)生的影響。
附圖說明
圖1是本發(fā)明提供的用于光伏電站現(xiàn)場光伏組串一致性與效率的檢測方法的流程圖。
具體實(shí)施方式
下面結(jié)合附圖對本發(fā)明的具體實(shí)施方式作進(jìn)一步的詳細(xì)說明。
以下描述和附圖充分地示出本發(fā)明的具體實(shí)施方案，以使本領(lǐng)域的技術(shù)人員能夠?qū)嵺`它們。其他實(shí)施方案可以包括結(jié)構(gòu)的、邏輯的、電氣的、過程的以及其他的改變。實(shí)施例僅代表可能的變化。除非明確要求，否則單獨(dú)的組件和功能是可選的，并且操作的順序可以變化。一些實(shí)施方案的部分和特征可以被包括在或替換其他實(shí)施方案的部分和特征。本發(fā)明的實(shí)施方案的范圍包括權(quán)利要求書的整個范圍，以及權(quán)利要求書的所有可獲得的等同物。在本文中，本發(fā)明的這些實(shí)施方案可以被單獨(dú)地或總地用術(shù)語“發(fā)明”來表示，這僅僅是為了方便，并且如果事實(shí)上公開了超過一個的發(fā)明，不是要自動地限制該應(yīng)用的范圍為任何單個發(fā)明或發(fā)明構(gòu)思。
本發(fā)明提出一種應(yīng)用于光伏發(fā)電站的現(xiàn)場光伏組串一致性與現(xiàn)場組件效率的快速檢測方法。該方法的核心是通過低工況要求快速完成光伏組串測試，并結(jié)合由檢測標(biāo)準(zhǔn)采用的抽檢原則選取合適組串的光伏組件開展效率測試。一方面，直接避免了在現(xiàn)場進(jìn)行直接光伏組件抽取所產(chǎn)生的“壞板率”。另一方面，可以快速的選取具有光伏發(fā)電站現(xiàn)場工況特色的光伏組件開展測試。最終可以有效反應(yīng)單個光伏組件在現(xiàn)場條件的效率情況。
采取該種測試方法可以在快速進(jìn)行現(xiàn)場光伏組串一致性測試后，最快速度判讀非抽檢組串將其排除，有效減少了在抽取單個光伏組件時的停機(jī)時間和檢測時間。該方法有效提高了這個光伏電站的發(fā)電時間，降低了停機(jī)時間，從而在檢測端和發(fā)電端均提高了效率。
此外，該種測試方法所需設(shè)備均為便攜式移動設(shè)備，均配有儲能電池，并具備較高精度，并在市場上具有普及性。因此，該種檢測方法在成本上得到了有效控制。從靈活性來看，該種方法除了可以在地面大型光伏電站中應(yīng)用，也可以在屋頂光伏電站等測量環(huán)境不佳的地點(diǎn)開展，具有極高的靈活性。因此，在一定程度上減少了整個裝置的整體成本和占地面積，進(jìn)一步推動了光伏產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。
本發(fā)明提供的用于光伏電站現(xiàn)場光伏組串一致性與效率的檢測方法的流程圖如圖1所示，包括下述步驟：
步驟1：光伏組串一致性檢測；
測試條件：應(yīng)在輻照度不低于300W/m2，各光伏組串處于并聯(lián)，且系統(tǒng)正常工作條件下開展測試。
步驟1包括下述步驟：
a)測量單個匯流箱內(nèi)每條光伏組串電流值并記錄；
b)斷開被測匯流箱所在支路；
c)測量已斷開匯流箱內(nèi)每條光伏組串開路電壓值并記錄；
d)根據(jù)光伏組串電流值記錄數(shù)據(jù)運(yùn)用公式(1)計(jì)算被測匯流箱平均光伏組串電流；
式中：
IAvg——被測匯流箱平均光伏組串電流；
IN——第N串光伏組串支路電流，N＝1，2，3…；
n——單個被測匯流箱連接組光伏串?dāng)?shù)；
e)利用公式(2)計(jì)算并判定光伏組串電流一致性：
式中：
I％——光伏組串電流偏差率；
f)根據(jù)記錄數(shù)據(jù)運(yùn)用公式(3)計(jì)算被測匯流箱平均光伏組串開路電壓；
式中：
UAvg——被測匯流箱平均光伏組串開路電壓；
UN——第N串組串支路開路電壓，N＝1，2，3…；
n——單個被測匯流箱連接組串?dāng)?shù)；
g)利用公式(4)計(jì)算并判定光伏組串開路電壓一致性；
式中：
U％——光伏組串電壓偏差率；
被測匯流箱內(nèi)電流偏差率和電壓偏差率作為光伏組串一致性的評判依據(jù)，電流偏差率和電壓偏差率的參考值均為5％。
步驟2：光伏組件效率檢測；包括下述步驟：
a)進(jìn)行接地和漏電檢查；
b)選取電流偏差率或電壓偏差率大于5％的光伏組串中所有光伏組件進(jìn)行測試；
c)斷開被測光伏組串主回路；
d)清潔被測光伏組串作為被測光伏組件，并記錄被測光伏組件的基本參數(shù)與生產(chǎn)批號；
e)測試環(huán)境滿足太陽輻照度不低于500W/m2；
f)將被測光伏組件放置在被測區(qū)域，放置角度應(yīng)與光伏組件原始安裝傾角保持一致；
g)對被測光伏組件背板表面溫度、被測光伏組件所在的光伏陣列的中心背板表面溫度與I-V曲線特性參數(shù)進(jìn)行測量并記錄；
h)對步驟g)中的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析；
i)根據(jù)應(yīng)用抽檢原則選取電流偏差率或電壓偏差率不大于5％組串中的光伏組件進(jìn)行測試；
j)重復(fù)步驟a)-h)。
步驟3：光伏組件效率檢測參數(shù)分析，包括下述步驟：
a)采用紅外測試儀尋找熱斑光伏組件；
b)測量選取被測光伏組件所在的光伏陣列中心的背板表面溫度TSA；
c)測量選取被測光伏組件所在的光伏陣列中任一非中心組件的背板表面溫度TSM；
d)計(jì)算溫度差dT＝TSA-TSM；
e)測量光伏組件VOC，并計(jì)算光伏組件電池結(jié)點(diǎn)溫度TJRO：
TJRO＝(VOC-k·VOC_STC)/β+25℃
式中：
β——被測光伏組件的電壓溫度系數(shù)，V·℃-1；
k——被測光伏組件所處輻照度與1000W/m2的比例系數(shù)；
VOC_STC——被測光伏組件在STC條件下的開路電壓
f)測量被測光伏組件的背板表面中心溫度TSR和光伏陣列中任一非中心組件的背板表面溫度TSM，測試在60s完成；
g)計(jì)算光伏組件與光伏方陣的連接點(diǎn)修正溫度：
TO＝TSM+dT+TJRO-TSR (5)
h)將被測光伏組件連接到I-V曲線測量裝置進(jìn)行測試并獲取I-V曲線參數(shù)，測試期間總輻照度變化不超過10％；
i)分別計(jì)算分別計(jì)算被測光伏組件在STC條件下的短路電流ISC_STC，被測光伏組件在STC 條件下的開路電壓VOC_STC，被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電流IMPP_STC，被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電壓VMPP_STC和被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤功率PMPP_STC；
式中：
G——太陽輻照度；
α——被測光伏組件電流溫度系數(shù)；
ISC_STC——被測光伏組件在STC條件下的短路電流；
ISC_TEST——被測光伏組件測試條件下的短路短路；
式中：
β——被測光伏組件電壓溫度系數(shù)
VOC_STC——被測光伏組件在STC條件下的開路電壓；
VOC_TEST——被測光伏組件在測試條件下的開路電壓；
PMPP_STC＝VMPP_STC·IMPP_STC (10)
IMPP_STC——被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電流；
IMPP_TEST——被測光伏組件在測試條件下的最大跟蹤電流；
VMPP_STC——被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤電壓；
VMPP_TEST——被測光伏組件在被測條件下的最大跟蹤電壓；
PMPP_STC——被測光伏組件在STC條件下的最大跟蹤功率；
j)被測光伏組件的填充因數(shù)為：
FF——被測光伏組件的填充因數(shù)；
k)被測光伏組件的組件效率為：
式中：
Aout——被測光伏組件標(biāo)稱總面積；
被測光伏組件的組件實(shí)際效率為：
式中：
Ain——被測光伏組件標(biāo)稱電池片總面積。
實(shí)施例：
1)基本要求
光伏組串一致性檢測應(yīng)在光伏組件測試開展之前開展。
2)檢查前準(zhǔn)備工作
a)應(yīng)確認(rèn)漏電保護(hù)器能正常動作；
b)光伏方陣框架應(yīng)連接到等電位導(dǎo)體。等電位導(dǎo)體應(yīng)把電氣裝置外露的金屬及可導(dǎo)電部分與接地體連接；
c)光伏并網(wǎng)系統(tǒng)中的所有匯流箱、交直流配電柜、并網(wǎng)功率調(diào)節(jié)器柜、電流橋架均應(yīng)可靠接地；
d)對與樣本組件關(guān)聯(lián)的接地部分實(shí)施接地電阻測量，包括光伏方陣或光伏組串的接地電阻，以及上一級匯流箱的接地電阻；
e)對與樣本組件關(guān)聯(lián)的金屬部分實(shí)施漏電檢測，包括光伏方陣或光伏組串的金屬部分，以及上一級匯流箱外露的金屬部分和金屬外殼。
3)檢測方案，根據(jù)發(fā)明內(nèi)容進(jìn)行測試。
4)檢測設(shè)備要求
溫度測量裝置
溫度測量裝置應(yīng)滿足下列要求：
a)測量范圍：-50℃～+100℃；
b)測量精度：0.5℃；
c)工作環(huán)境溫度：-40℃～+70℃。
紅外線溫度測量裝置
紅外線溫度測量裝置應(yīng)滿足下列要求：
a)測量精度：2℃；
b)測量靈敏度：＜0.15℃。
I-V曲線測量裝置
I-V曲線測量裝置應(yīng)滿足下列要求：
a)測試設(shè)備測量精度：1％FS；
b)具備儲存I-V曲線與參數(shù)的功能；
c)含有與測試設(shè)備相連接的輻照計(jì)。
輻照儀測量裝置
輻照儀測量裝置應(yīng)滿足下列要求：
a)輻照度測量范圍：0-1500W/m2；
b)輻照度測量精度：5％FS；
c)傾斜角測量范圍：0°-90°；
d)傾斜角測量精度：2％FS。
本發(fā)明提供的測試方法所需設(shè)備均為便攜式移動設(shè)備，均配有儲能電池，并具備較高精度，并在市場上具有普及性。因此，該種檢測方法在成本上得到了有效控制。從靈活性來看，該種方法除了可以在地面大型光伏電站中應(yīng)用，也可以在屋頂光伏電站等測量環(huán)境不佳的地點(diǎn)開展，具有極高的靈活性。因此，在一定程度上減少了整個裝置的整體成本和占地面積，進(jìn)一步推動了光伏產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。
以上實(shí)施例僅用以說明本發(fā)明的技術(shù)方案而非對其限制，盡管參照上述實(shí)施例對本發(fā)明進(jìn)行了詳細(xì)的說明，所屬領(lǐng)域的普通技術(shù)人員依然可以對本發(fā)明的具體實(shí)施方式進(jìn)行修改或者等同替換，這些未脫離本發(fā)明精神和范圍的任何修改或者等同替換，均在申請待批的本發(fā)明的權(quán)利要求保護(hù)范圍之內(nèi)。