光伏發電站逆變器電能質量檢測技術規程II目 次前言 II范圍 1規范性引用文件 1術語和定義 1檢測設備 2檢測方法 3檢測文件 7附錄A（資料性附錄） 檢測記錄 8PAGEPAGE1光伏發電站逆變器電能質量檢測技術規程范圍本標準規定了光伏發電站逆變器出口側電能質量的檢測條件、檢測設備和檢測方法等。本標準適用于并網型光伏逆變器，不適用于離網型光伏逆變器。規范性引用文件GB/T12325—2008電能質量供電電壓偏差GB/T14549—1993電能質量公用電網諧波GB/T15543—2008電能質量三相電壓不平衡GB/T15945—2008電能質量電力系統頻率偏差GB/T17626.7—2008IEC61000-4-15電磁兼容性（EMC）第4部分：試驗和測量技術第15節：閃變儀功能和設計規范IEC61000-4-30電磁兼容性（EMC）第4部分：試驗和測量技術第30節：電能質量測量方法術語和定義下列術語和定義適用于本標準。并網型光伏逆變器grid-connectedphotovoltaicinverter光伏發電系統中將直流電轉換成交流電后饋入電網的變流設備。光伏方陣模擬器photovoltaicarraysimulator用來模擬光伏方陣輸出特性的可控直流電源。光伏方陣photovoltaicarray由若干個太陽電池組件或太陽電池板在機械和電氣上按一定方式組裝在一起并且有固定的支撐結構而構成的直流發電單元。地基、太陽跟蹤器、溫度控制器等類似的部件不包括在方陣中。諧波子群的有效值r.m.s.valueofaharmonicsubgroupGsg,n時間窗timewindowTw對于50Hz電力系統，時間窗Tw取10個基波周期，即為200ms。兩條連續的頻譜線之間的頻率間隔是時間窗的倒數，因此兩條連續的頻譜線之間的頻率間隔是5Hz。間諧波中心子群的有效值r.m.s.valueofainterharmoniccentralsubgroupCisg,n注1：間諧波分量的頻率由頻譜線的頻率決定，該頻率不是基波頻率的整數倍。2：nn+1Cisg,n56Cisg,5表示。直流分量directcurrentcomponent逆變器出口側向電網注入電流中的直流量。檢測設備測試中應使用光伏方陣模擬器或光伏方陣。光伏方陣模擬器應滿足4.2中的要求，光伏方陣應滿足4.3中的要求。測量裝置本規程涉及的電能質量測量裝置應符合IEC61000-4-30的要求。測量設備儀器規格至少應滿足表1的要求，數據采集系統的采樣頻率應不小于20kHz。表1 測量設備儀器規格要求設備儀器精度要求電壓互感器0.5級電流互感器0.5級數據采集裝置0.2級光伏方陣模擬器光伏方陣模擬器應能模擬光伏方陣的電壓-電流特性和時間響應特性。光伏發電站逆變器測試可在表2規定的可控直流輸入源條件下進行，且輸入電流不超過逆變器額定電流的1.5倍。DL/TXXXXX—XXXXDL/TXXXXX—XXXXPAGEPAGE10表2 光伏方陣模擬器參數要求參數要求輸出功率使被測逆變器產生最大輸出功率以及檢測方法中涉及的其他功率等級穩定度除了由被測逆變器最大功率跟蹤引起的變化外，光伏方陣模擬器輸出功率在整個測試期間應穩定在規定的功率等級，允許偏差±2％注：一定的響應速度可避免MPPT控制系統或被測逆變器直流側脈動頻率造成的影響。光伏方陣光伏發電站逆變器測試可在表3規定的光伏方陣輸入源條件下進行，且輸入電流不超過逆變器額定電流的1.5倍。表3 光伏陣列參數要求參數要求輸出功率使被測逆變器產生最大輸出功率以及檢測方法中涉及的其他功率等級氣候條件輻照度，環境溫度等注：為了實現平衡負載條件，光伏方陣的輸出應該保持穩定。因此，必須在輻照度穩定的時間段內進行測試。檢測方法檢測電路電能質量的檢測電路應如圖1所示，電能質量測量裝置應接在被測光伏逆變器出口側。圖1 電能質量檢測示意圖三相電流不平衡度本測試目的是測量光伏發電站逆變器運行時出口側三相電流不平衡度。在被測逆變器出口側接入電能質量測量裝置；331min3s，測量次數應滿足數理統計10095%概率大值以及所有測量值中的最大值；66100ad)。注：對于離散采樣的測量儀器推薦按如下公式計算：m1m1m2kk

(1)式中：εk——3s內第k次測得的電流不平衡度；m——3s內均勻間隔取值次數（m≥6）。閃變虛擬電網如圖2LficRficu0(t)以及電流源im(t)串聯而成，通過改變阻抗比，實現虛擬電網阻抗角ψk的調節。圖2 虛擬電網虛擬瞬時電壓ufic(t)表達式如下：u (t)

(t)R

i(t)

dim(t)式中：

fic 0

fic m

dt (2)im(t) ——被測逆變器出口側測量的瞬時電流；23理想電壓源u0(t)沒有任何波動或閃變，且與被測逆變器出口側測量電壓的基波擁有同樣的相位角αm(t)。為滿足這些特性，理想電壓源u023式中：

u0(t)

nsinmt).

(3)Un ——電網額定電壓的方均根值；αm(t) ——逆變器出口側所測電壓基波的相位角；所測電壓基波的相位角表達式如下：t式中：

mt)0

ft)t0 4)f(t) ——隨時間波動的頻率；t ——自錄波起經過的時間α0 ——初始相位角；通過改變Lfic和Rfic，調節虛擬電網阻抗角ψk的表達式如下：2ktan()k

fgLfic

Xfic式中：

Rfic Rfic

(5)fg ——電網標稱頻率（50Hz）。虛擬電網三相短路視在功率Sk,fic的表達式如下：U2Sk,ficR2ficXR2ficXfic

(6)式中：Sk,fic ——虛擬電網的短路視在功率。注：虛擬電網中短路容量比Sk,fic/Sn建議取20～50之間，Sn是被測逆變器的額定視在功率。持續運行持續運行狀態下的閃變值Pst400Hz；1010010im(t)，10min；515組10mni(t5虛擬電網用于確定被測逆變器持續運行狀態下的閃變值Pst,fic，應按規定的電網阻抗角ψk=30°、50°、70°和85°（允許±2°的偏差）分別重復下面的步驟。所測的10ini(tu(tu(tufic(tIEC61000-4-1510minPst,fic；閃變值cP：PP

Sk,ficSst st,ficS

(7)n停機操作對于光伏發電站逆變器，最惡劣的電壓閃變發生在滿功率停機操作狀態下，其閃變值Pst,fic應通過測量結合虛擬電網確定，在整個測試過程中，應控制被測逆變器無功功率輸出Q=0，并執行下列測量：1500Hz；100T55Tim(t)，運行功率等級允許±5%的偏差。Pstfik=3°，50°，70°和85°（允許±2°的偏差）分別重復下面的步驟。T(t)應與u(tu(tufic(tIEC61000-4-155TPst,fic；閃變值cP：PP

Sk,ficSst st,ficS

(8)n注：對具有沖擊電流抑制的被測逆變器，電流互感器等級應是額定電流的2～4倍；對于沒有沖擊電流抑制的被測逆變器，電流互感器等級應是額定電流的10～20倍。諧波、間諧波及高頻分量光伏發電站逆變器出口側的電流諧波、間諧波及高頻分量應測量并記錄作為電能質量的評判依據。注：由于電壓畸變可能會導致更嚴重的電流畸變，使得諧波測試存在一定的問題。注入諧波電流應排除公共電網諧波電壓畸變引起的諧波電流。電流諧波h次電流諧波子群的有效值可采用以下公式計算：Ih

ii11C210hi式中：C10h+i——DFT輸出對應的第10h+i根頻譜分量的有效值；在逆變器交流出口側接入電能質量測量裝置。Q=010%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、9010010min；Tw3s1510min3s505050I2h2I1hTHDSi

(10)式中：Ih10minhI110min注2：持續在短暫周期內的諧波可以認為是對公用電網無害的。因此，這里不要求測量因逆變器啟停操作而引起的短暫諧波。電流間諧波h次電流間諧波中心子群的有效值可采用以下公式計算：i2i28C210hi在逆變器交流出口側接入電能質量測量裝置；Q=010%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、9010010min；Tw3s1510min3s10min2kHz；電流高頻分量應測量逆變器10%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%及100%額定功率的電流高頻分量。參照GB/T17626.7中附錄B的要求進行電流高頻分量的檢測，以200Hz為間隔，計算中心頻率從2.1kHz至8.9kHz的電流高頻分量。直流分量本測試目的是測量光伏發電站逆變器運行時出口側的直流分量。應按下述步驟進行測量：在被測逆變器出口側接入電能質量測量裝置；33±5%的偏差；Tw66100ac)。檢測文件檢測文檔內容檢測結果應記錄并包括以下內容：被測逆變器的基本信息；檢測設備的規格參數；實驗室檢測環境參數；檢測條件下被測逆變器的檢測結果；其他相關內容；檢測記錄參照附錄A給出的檢測記錄填寫。附 錄 A（資料性附錄）檢測記錄被測逆變器基本情況被測逆變器基本情況按表A.1要求填寫。表A.1檢測機構樣品名稱送檢單位電站地理位置信息建設地址：經度：緯度：海拔：電站基本信息占地面積：裝機容量：額定功率：無功配置：組件類型：組件型號：逆變器型號：接入電網信息接入電壓等級電壓諧波總畸變率頻率偏差（0.2s平均值）電壓偏差（10min平均值）三相電壓不平衡度氣候條件年均日照強度年均日照小時數年峰值日照小時數夏季平均氣溫冬季平均氣溫三相電流不平衡度三相電流不平衡度的檢測記錄按表A.2格式。表A.2運行功率(kW)實測最大值95%概率大值閃變持續運行狀態下閃變的檢測記錄按表A.3格式。表A.3□無功功率Q=0□無功功率Q= 電壓等級電網阻抗角ψk=30°測量次數A相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數B相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數C相閃變值Pst運行功率(kW)12345電網阻抗角ψk=50°測量次數A相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數B相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數C相閃變值Pst運行功率(kW)12345電網阻抗角ψk=70°測量次數A相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數B相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數C相閃變值Pst運行功率(kW)12345電網阻抗角ψk=85°測量次數A相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數B相閃變值Pst運行功率(kW)12345測量次數C相閃變值Pst運行功率(kW)12345停機操作狀態下閃變的檢測記錄按表A.4格式。表A.4□無功功率Q=0□無功功率Q=0□無功功率Q= 電壓等級電網阻抗角ψk=30°切除功率(kW)A相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)B相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)C相閃變值Pst測量次數12345電網阻抗角ψk=50°切除功率(kW)A相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)B相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)C相閃變值Pst測量次數12345電網阻抗角ψk=70°切除功率(kW)A相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)B相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)C相閃變值Pst測量次數12345電網阻抗角ψk=85°切除功率(kW)A相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)B相閃變值Pst測量次數12345切除功率(kW)C相閃變值Pst測量次數12345諧波、間諧波及高頻分量電流諧波子群的檢測記錄按表A.5格式。表A.5□無功功率Q=0□無功功率Q= 電壓等級A相電流諧波子群有效值(A)諧波次數運行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thTHDSiB相電流諧波子群有效值(A)諧波次數運行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thTHDSiC相電流諧波子群有效值(A)諧波次數運行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thTHDSi電流間諧波中心子群的檢測記錄按表A.6格式。表A.6□無功功率Q=0□無功功率Q= 電壓等級A相電流間諧波中心子群有效值(A)間諧波次數運行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thB相電流間諧波中心子群有效值(A)間諧波次數運行功率(kW)1st2nd3rd4th5th6th7th8th9th10th11th12th13th14th15th16th17th18th19th20th21st22nd23rd24th25th26th27th28th29th30th31st32nd33rd34th35th36th37th38th39th40th41st42nd43rd44th45th46th47th48th49th50thC相電流間諧波中心子群有效值(A)間諧波次數運行功率(kW)1s