2016光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程

光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程II目 次前言 II范围 1规范性引用文件 1术语和定义 1检测设备 2检测方法 3检测文件 7附录A（资料性附录） 检测记录 8PAGEPAGE1光伏发电站逆变器电能质量检测技术规程范围本标准规定了光伏发电站逆变器出口侧电能质量的检测条件、检测设备和检测方法等。本标准适用于并网型光伏逆变器，不适用于离网型光伏逆变器。规范性引用文件GB/T12325—2008电能质量供电电压偏差GB/T14549—1993电能质量公用电网谐波GB/T15543—2008电能质量三相电压不平衡GB/T15945—2008电能质量电力系统频率偏差GB/T17626.7—2008IEC61000-4-15电磁兼容性（EMC）第4部分：试验和测量技术第15节：闪变仪功能和设计规范IEC61000-4-30电磁兼容性（EMC）第4部分：试验和测量技术第30节：电能质量测量方法术语和定义下列术语和定义适用于本标准。并网型光伏逆变器grid-connectedphotovoltaicinverter光伏发电系统中将直流电转换成交流电后馈入电网的变流设备。光伏方阵模拟器photovoltaicarraysimulator用来模拟光伏方阵输出特性的可控直流电源。光伏方阵photovoltaicarray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。地基、太阳跟踪器、温度控制器等类似的部件不包括在方阵中。谐波子群的有效值r.m.s.valueofaharmonicsubgroupGsg,n时间窗timewindowTw对于50Hz电力系统，时间窗Tw取10个基波周期，即为200ms。两条连续的频谱线之间的频率间隔是时间窗的倒数，因此两条连续的频谱线之间的频率间隔是5Hz。间谐波中心子群的有效值r.m.s.valueofainterharmoniccentralsubgroupCisg,n注1：间谐波分量的频率由频谱线的频率决定，该频率不是基波频率的整数倍。2：nn+1Cisg,n56Cisg,5表示。直流分量directcurrentcomponent逆变器出口侧向电网注入电流中的直流量。检测设备测试中应使用光伏方阵模拟器或光伏方阵。光伏方阵模拟器应满足4.2中的要求，光伏方阵应满足4.3中的要求。测量装置本规程涉及的电能质量测量装置应符合IEC61000-4-30的要求。测量设备仪器规格至少应满足表1的要求，数据采集系统的采样频率应不小于20kHz。表1 测量设备仪器规格要求设备仪器精度要求电压互感器0.5级电流互感器0.5级数据采集装置0.2级光伏方阵模拟器光伏方阵模拟器应能模拟光伏方阵的电压-电流特性和时间响应特性。光伏发电站逆变器测试可在表2规定的可控直流输入源条件下进行，且输入电流不超过逆变器额定电流的1.5倍。DL/TXXXXX—XXXXDL/TXXXXX—XXXXPAGEPAGE10表2 光伏方阵模拟器参数要求参数要求输出功率使被测逆变器产生最大输出功率以及检测方法中涉及的其他功率等级稳定度除了由被测逆变器最大功率跟踪引起的变化外，光伏方阵模拟器输出功率在整个测试期间应稳定在规定的功率等级，允许偏差±2％注：一定的响应速度可避免MPPT控制系统或被测逆变器直流侧脉动频率造成的影响。光伏方阵光伏发电站逆变器测试可在表3规定的光伏方阵输入源条件下进行，且输入电流不超过逆变器额定电流的1.5倍。表3 光伏阵列参数要求参数要求输出功率使被测逆变器产生最大输出功率以及检测方法中涉及的其他功率等级气候条件辐照度，环境温度等注：为了实现平衡负载条件，光伏方阵的输出应该保持稳定。因此，必须在辐照度稳定的时间段内进行测试。检测方法检测电路电能质量的检测电路应如图1所示，电能质量测量装置应接在被测光伏逆变器出口侧。图1 电能质量检测示意图三相电流不平衡度本测试目的是测量光伏发电站逆变器运行时出口侧三相电流不平衡度。在被测逆变器出口侧接入电能质量测量装置；331min3s，测量次数应满足数理统计10095%概率大值以及所有测量值中的最大值；66100ad)。注：对于离散采样的测量仪器推荐按如下公式计算：m1m1m2kk

(1)式中：εk——3s内第k次测得的电流不平衡度；m——3s内均匀间隔取值次数（m≥6）。闪变虚拟电网如图2LficRficu0(t)以及电流源im(t)串联而成，通过改变阻抗比，实现虚拟电网阻抗角ψk的调节。图2 虚拟电网虚拟瞬时电压ufic(t)表达式如下：u (t)

(t)R

i(t)

dim(t)式中：

fic 0

fic m

dt (2)im(t) ——被测逆变器出口侧测量的瞬时电流；23理想电压源u0(t)没有任何波动或闪变，且与被测逆变器出口侧测量电压的基波拥有同样的相位角αm(t)。为满足这些特性，理想电压源u023式中：

u0(t)

nsinmt).

(3)Un ——电网额定电压的方均根值；αm(t) ——逆变器出口侧所测电压基波的相位角；所测电压基波的相位角表达式如下：t式中：

mt)0

ft)t0 4)f(t) ——随时间波动的频率；t ——自录波起经过的时间α0 ——初始相位角；通过改变Lfic和Rfic，调节虚拟电网阻抗角ψk的表达式如下：2ktan()k

fgLfic

Xfic式中：

Rfic Rfic

(5)fg ——电网标称频率（50Hz）。虚拟电网三相短路视在功率Sk,fic的表达式如下：U2Sk,ficR2ficXR2ficXfic

(6)式中：Sk,fic ——虚拟电网的短路视在功率。注：虚拟电网中短路容量比Sk,fic/Sn建议取20～50之间，Sn是被测逆变器的额定视在功率。持续运行持续运行状态下的闪变值Pst400Hz；1010010im(t)，10min；515组10mni(t5虚拟电网用于确定被测逆变器持续运行状态下的闪变值Pst,fic，应按规定的电网阻抗角ψk=30°、50°、70°和85°（允许±2°的偏差）分别重复下面的步骤。所测的10ini(tu(tu(tufic(tIEC61000-4-1510minPst,fic；闪变值cP：PP

Sk,ficSst st,ficS

(7)n停机操作对于光伏发电站逆变器，最恶劣的电压闪变发生在满功率停机操作状态下，其闪变值Pst,fic应通过测量结合虚拟电网确定，在整个测试过程中，应控制被测逆变器无功功率输出Q=0，并执行下列测量：1500Hz；100T55Tim(t)，运行功率等级允许±5%的偏差。Pstfik=3°，50°，70°和85°（允许±2°的偏差）分别重复下面的步骤。T(t)应与u(tu(tufic(tIEC61000-4-155TPst,fic；闪变值cP：PP

Sk,ficSst st,ficS

(8)n注：对具有冲击电流抑制的被测逆变器，电流互感器等级应是额定电流的2～4倍；对于没有冲击电流抑制的被测逆变器，电流互感器等级应是额定电流的10～20倍。谐波、间谐波及高频分量光伏发电站逆变器出口侧的电流谐波、间谐波及高频分量应测量并记录作为电能质量的评判依据。注：由于电压畸变可能会导致更严重的电流畸变，使得谐波测试存在一定的问题。注入谐波电流应排除公共电网谐波电压畸变引起的谐波电流。电流谐波h次电流谐波子群的有效值可采用以下公式计算：Ih

ii11C210hi式中：C10h+i——DFT输出对应的第10h+i根频谱分量的有效值；在逆变器交流出口侧接入电能质量测量装置。Q=010%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、9010010min；Tw3s1510min3s505050I2h2I1hTHDSi

(10)式中：Ih10minhI110min注2：持续在短暂周期内的谐波可以认为是对公用电网无害的。因此，这里不要求测量因逆变器启停操作而引起的短暂谐波。电流间谐波h次电流间谐波中心子群的有效值可采用以下公式计算：i2i28C210hi在逆变器交流出口侧接入电能质量测量装置；Q=010%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、9010010min；Tw3s1510min3s10min2kHz；电流高频分量应测量逆变器10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%及100%额定功率的电流高频分量。参照GB/T17626.7中附录B的要求进行电流高频分量的检测，以200Hz为间隔，计算中心频率从2.1kHz至8.9kHz的电流高频分量。直流分量本测试目的是测量光伏发电站逆变器运行时出口侧的直流分量。应按下述步骤进行测量：在被测逆变器出口侧接入电能质量测量装置；33±5%的偏差；Tw66100ac)。检测文件检测文档内容检测结果应记录并包括以下内容：被测逆变器的基本信息；检测设备的规格参数；实验室检测环境参数；检测条件下被测逆变器的检测结果；其他相关内容；检测记录参照附录A给出的检测记录填写。附 录 A（资料性附录）检测记录被测逆变器基本情况被测逆变器基本情况按表A.1要求填写。表A.1检测机构样品名称送检单位电站地理位置信息建设地址：经度：纬度：海拔：电站基本信息占地面积：装机容量：额定功率：无功配置：组件类型：组件型号：逆变器型号：接入电网信息接入电压等级电压谐波总畸变率频率偏差（0.2s平均值）电压偏差（10min平均值）三相电压不平衡度气候条件年均日照强度年均日照小时数年峰值日照小时数夏季平均气温冬季平均气温三相电流不平衡度三相电流不平衡度的检测记录按表A.2格式。表A.2运行功率(kW)实测最大值95%概率大值闪变持续运行状态下闪变的检测记录按表A.3格式。表A.3□无功功率Q=0□无功功率Q= 电压等级电网阻抗角ψk=30°测量次数A相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数B相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数C相闪变值Pst运行功率(kW)12345电网阻抗角ψk=50°测量次数A相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数B相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数C相闪变值Pst运行功率(kW)12345电网阻抗角ψk=70°测量次数A相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数B相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数C相闪变值Pst运行功率(kW)12345电网阻抗角ψk=85°测量次数A相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数B相闪变值Pst运行功率(kW)12345测量次数C相闪变值Pst运行功率(kW)12345停机操作状态下闪变的检测记录按表A.4格式。表A.4□无功功率Q=0□无功功率Q=0□无功功率Q= 电压等级电网阻抗角ψk=30°切除功率(kW)A相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)B相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)C相闪变值Pst测量次数12345电网阻抗角ψk=50°切除功率(kW)A相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)B相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)C相闪变值Pst测量次数12345电网阻抗角ψk=70°切除功率(kW)A相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)B相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)C相闪变值Pst测量次数12345电网阻抗角ψk=85°切除功率(kW)A相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)B相闪变值Pst测量次数12345切除功率(kW)C相闪变值Pst测量次数12345谐波、间谐波及高频分量电流谐波子群的检测记录按表A.5格式。表A.5□无功功率Q=0□无功功率Q= 电压等级A相电流谐波子群有效值(A)谐波次数运行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thTHDSiB相电流谐波子群有效值(A)谐波次数运行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thTHDSiC相电流谐波子群有效值(A)谐波次数运行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thTHDSi电流间谐波中心子群的检测记录按表A.6格式。表A.6□无功功率Q=0□无功功率Q= 电压等级A相电流间谐波中心子群有效值(A)间谐波次数运行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thB相电流间谐波中心子群有效值(A)间谐波次数运行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thC相电流间谐波中心子群有效值(A)间谐波次数运行功率(kW)1s