2023光储系统直流电弧检测及关断评价技术规范

光储系统直流电弧检测及关断评价技术规范II目 次目 次 I前 言 II范围 1规范引文件 1术语定义 1技术求 2光伏统联弧术求 2串联弧基保功能 2自检能 2电弧障物定位 错误!未定义书签。全组范故检范围 2电弧测离 3可检的大弧流 3电弧量 3关断间 3电弧测准度 3快速断 3储能统弧术求 3基本求 3分断量 3分断间 3保护度 3故障位 错误!未定义书签。电弧能试（证方法 4电弧本能试 4电源 4串联弧耦络 4串联弧抗络 5电弧生器 6串联弧试件 6电弧障位试 7电弧测确测试 7快速断能 7串联弧构式 7PAGEPAGE1光储系统直流电弧检测及关断评价技术规范范围本文件规定了直流电弧检测与关断的基本要求、验证与测试方法。本文件适用于光伏系统、储能系统以及光储结合的直流电弧检测及关断功能。本文件没有规范性引用文件。3.1电弧故障电路中断arc-faultcircuit-interrupter；光储系统中用于检测电弧故障并中断故障电路的设备或功能。注：该设备或功能包括故障电弧检测器（AFD）、故障电弧分断器（AFCI）、故障电弧保护装置（AFPE）。3.2电弧故障分断器AFCIAFCI3.3电弧故障检测器AFD3.4中断设备ID用以中断检测到的电弧故障的设备，设备是通常由检测电弧的另一个装置启用。3.5串联电弧seriesarcing指与负载串联的电弧，一般发生在发电系统中的导线上、连接处、组件或其他系统部件中。3.6并联电弧parallelarcing指与负载并联的电弧，一般发生于导体正负极之间，或任意导线之间。3.7对地电弧groundarcing指与接地导体之间的电弧，一般发生在带电导体与接地导体之间。3.8快速关断Rapidshutdown光伏系统中具有“光伏危险控制系统”，使光伏系统自危险情况时状态可控。2.5750J5AB245图1切断能量区域示意图具备电弧检测及关断功能的设备在启动前应自检，在识别诊断功能正常后再启机工作。自检功能异常时，设备不能启机且应有可视的报警信号指示自检失败。直流组串中发生的电弧故障均应能被检测。根据逆变器类型不同，按照其可探测的电弧发生位置的基本距离为：单相逆变器可检测的电弧发生距离不低于80m，三相逆变器可检测的电弧发生距离不低于200m。电弧检测功能所适配的可检测最大电弧电流不低于适配与所检测组串的最大工作电流。故障电弧分断时电弧的能量不高于750J。故障电弧的最大关断时间为2.5s。电弧检测功能不应产生误报、漏报现象，并能精准关断。1米（3）30301米内（3英尺）处的受控导体的电压应在快速关闭功能启动后的30秒内限制到不超过120伏。对于发生在储能系统直流侧的电弧应具备检测及关断的措施。对于OT在对电弧关断之前的最大分断能量不大于750J。对故障电弧的最大分断时间不高于2.5S。电弧检测功能不应产生误报、漏报现象，并能精准关断。（方法电源恒压源1.11.25R1=R2=R总/2k-R3式中：R1R2（R总k-解耦网络个数；R（1.1倍；1.254) R1=R2=0；电压源及方阵模拟器的电能质量满足相关要求，其谐波不大于2.5%。电源网络（含不同的接地方式）不能对测试电路产生干扰。解耦网络的作用是将电源被测设备解耦，避免电源对测试造成干扰，解耦网络如图2。解耦网络参数见下表：

2表1 解网参设置电路元件参数值备注电容C1≥20μF解耦电容，该参数决定直流源的输出值电容C2，电容C322nF旁路电容电感L112mH共模滤波电感电感L2，电感L3≥60μH空心线圈，以避免饱和电阻R1，电阻R2R1=R2=R总电阻/2k-R3保护电阻，其中：R总电阻：电弧测试工况表中对应的总电阻值k：解耦网络个数R3：≤1Ω阻抗网络的拓扑结构如下图所示。线性阻抗网络参数设置如下表。

32电路元件参数值备注整串组串半串组串并联组串组件级电容C4150nF和10μF300nF和20μF[150*(n-1)]nF和[10*(n-1)]μF1.5μF/b和100μF/b无电容C5，电容C61nF500pF[1*(n-1)]nF100pF*b无电感L4，电感L550μH+[0.7*(a-80)]μH25μH[50/(n-1)]μH(2*b)μH+[0.7*(a-80)]μH空心电感，以避免饱和电阻R3，电阻R4≤1Ω≤1Ω≤1Ω≤0.5Ω无注1：“n”代表被测组串数量；注2：“a”代表电弧探测距离；注3：“b”代表每个组串中串联组件的数量。注：如果使用线缆，按照最大载流能力选配适用的线缆及所能支持的最大电流以及最大距离进行选配。进行电弧测试时，应准备电弧发生器装置，电弧发生器的电极一个可动一个固定。可动电极应为自动调节功能，可以设定移动电极的移动速度和距离。电弧发生器结构示意图如下，其中电极可以是圆柱形铜或图示的钨合金。4测试要求如下：35表3电弧测试条件测试编号最小电弧电流（A）最大工作电流（A）（mm/s）最大工作电压（V）开路电压（V）总电阻（ohms）电弧间距（mm）12.53.02.5312.0480.056.00.827.08.05.0318.0490.021.00.8314.016.05.0318.0490.011.01.147.08.55.0607.0810.024.02.550.9*ImaxImax5.0318.0490.0(Voc-Vmpp)/Imax2.5注1：1适用于所有被测设备；2：28A及以上；3：316A注4：4适用于最大电压为810V及以上；注5：5适用于被测设备单一通道的最大输入电流为24A以上。注6：6Imax被测设备最大输入电流同一模拟电弧故障位置的2组不同阻抗值下分别进行36次；测试并记录电弧间电压、电弧电流以及电弧持续时间，电弧测量以电弧电压为10V时起，电弧电流低于250mA时止，计算出电弧能量。不同工况下的电弧检测准确度要求如下：10人为制造出干扰的电信号（在3米范围内设置一台逆变器，逆变器频繁的开关，每分钟一次）355s1/230s，5s设备正常工作，启动快速关断功能后，测量相关点位的电压值，应满足4.2要求。/3对对对PE；在逆变器并网运行5min后，使用开关进行快速关断，记录电压下降波形，电压应满足4.2要求。对具备电弧故障定位的电弧保护装置：制造电弧故障，观测逆变器上报的电弧位置，每个位置重复测试3次。企业所宣称的最小检测单元应与实际检测及相关保护功能相符。3直流电源1解耦网络开始位置结束位置光伏逆变器直流电源1解耦网络开始位置结束位置光伏逆变器线性阻抗网络数据采集设备MPPTm线性阻抗网络MPPT2MPPT1线性阻抗网络直流电源2解耦网络光伏组串2直流电源2解耦网络直流电源n解耦网络光伏组串n直流电源n解耦网络注1：注2：代表电弧发生器；开始位置测试时，电弧发生器放置在MPPT直流输入+，结束位置时，放置在MPPT直流输入-。注3：适用于逆变器有1路、2路及多路MPPT，每路MPPT含1个、2个及多个组串的情况；注4：“m”代表逆变器中MPPT路数；“n”代表每路MPPT中组串数量，也代表需要的直流电源数量；注5：线性阻抗网络根据表2-2中相应结构取值。图5整串组串结构形式测试系统开始位置中间位置结束位置光伏逆变器线性阻抗网络线性阻抗网络开始位置中间位置结束位置光伏逆变器线性阻抗网络线性阻抗网络线性阻抗网络数据采集设备线性阻抗网络MPPTm线性阻抗网络MPPT2MPPT1线性阻抗网络解耦网络直流电源1直流电源2解耦网络光伏组串1后段直流电源2解耦网络解耦网络直流电源3光伏组串2前段解耦网络直流电源3解耦网络直流电源4光伏组串2后段解耦网络直流电源4解耦网络直流电源2n-1光伏组串n前段解耦网络直流电源2n-1解耦网络直流电源2n光伏组串n后段解耦网络直流电源2n注1：图2-4中的所有注均适用于图2-5；（10%以内10%以内。图6半串组串结构形式测试系统开始位置中结束位置置光伏逆变器线性阻抗网络数据采集设备开始位置中结束位置置光伏逆变器线性阻抗网络数据采集设备线性阻抗