光伏电站性能检测内容及方法（二）

光伏电站运维及技术人员在现场检测时的项目包括：红外摄像（热斑检查），污渍遮挡损失，光伏组件性能衰降，光伏组串温升损失，光伏组件/组串的串并联失配损失，EL测试，光伏方阵相互遮挡损失，直流线损，逆变器效率，逆变器MPPT效率，变压器效率，交流线损，光伏方阵绝缘测试，接地连续性测试，并网性能测试（并网点电能质量、孤岛保护、有功/无功功率控制能力、低电压穿越以及电压/频率适应能力验证）等测试内容。

在对于采用组串逆变器光伏电站的测试项目，应根据实际情况确定。

1、光伏阵列温升损失

检测方法：上次清洗时间：依据清洗后测试的组串I-V曲线和现场实测的组件平均结温，根据该类型组件的温度系数和实测结温推算出结温25℃下的最大功率点功率。

根据电压温度损失计算公式计算电压温度损失百分比，根据功率温度损失计算公式计算功率温度损失百分比。

计算公式：

1、光伏组串功率温升损失率=(25度结温组串最大功率–未修正结温组串最大功率）/25度结温组串最大功率×100%；

2、光伏组串电压温升损失率=（25度结温组串开路电压–未修正结温组串开路电压）/25度结温组串开路电压×100%；

结果分析：以测试结果为准，分析温度损失并评估散热条件。

2、光伏组件功率衰降

检测方法：

1、如果投运时设置了功率基准组件，则待测试现场光强超过700W/㎡时，检测基准组件的I-V曲线，并与基准组件初始值比较，得到准确的光伏组件功率衰降率；现场对抽样组件的测试并与标称功率比较的结果可以作为参考数据。

2、如果没有功率基准组件，则待测试现场光强超过700W/㎡时，检测选定且清洗干净的组串中每一块组件I-V曲线，同时记录光强和组件温度。修正到STC条件，同标称功率比较，得到粗略的光伏组件功率衰降率。

3、对于功率衰降超出判定条件的组件应作记录，准备进行后续的EL测试。

4、无论采用基准组件功率还是标称功率作为参考，当衰降率超出判定条件时且对现场测试结果有质疑时，建议送实验室复检。判定条件：以供需双方的合同条款为准。在没有合同约定的情况下，以工信部“光伏制造行业规范条件”（2020年本）中的指标作为参考：晶硅组件衰减率首年不高于2.5%，后续每年不高于0.6%，25年内不高于17%；薄膜组件衰减率首年不高于5%，后续每年不高于0.4%，25年内不高于15%。采用的标准在数值相同时采用国标、行标。

3、光伏组件镀膜玻璃减反射涂层质量检测

检测目的：减反射涂层利用干涉相消原理可以大幅提高光伏玻璃透光率，进而提升约3%的组件功率，因而，减反射涂层已经是目前光伏玻璃的标配。膜层质量严重影响电站光伏组件发电效率。

检测方法：利用检测组件镀膜玻璃的第一反射率信息直接提取膜层的光学反射信息，再通过自主开发的专业光学模拟软件来解析膜层的失效信息。比如：膜层的光学衰减情况，膜层的厚度和折射指数，膜层结构的破坏情况，以及膜层表面的污染物附着情况等。