光儲系統直流電弧檢測及關斷評價技術規范II目 次目 次 I前 言 II范圍 1規范引文件 1術語定義 1技術求 2光伏統聯弧術求 2串聯弧基保功能 2自檢能 2電弧障物定位 錯誤!未定義書簽。全組范故檢范圍 2電弧測離 3可檢的大弧流 3電弧量 3關斷間 3電弧測準度 3快速斷 3儲能統弧術求 3基本求 3分斷量 3分斷間 3保護度 3故障位 錯誤!未定義書簽。電弧能試（證方法 4電弧本能試 4電源 4串聯弧耦絡 4串聯弧抗絡 5電弧生器 6串聯弧試件 6電弧障位試 7電弧測確測試 7快速斷能 7串聯弧構式 7PAGEPAGE1光儲系統直流電弧檢測及關斷評價技術規范范圍本文件規定了直流電弧檢測與關斷的基本要求、驗證與測試方法。本文件適用于光伏系統、儲能系統以及光儲結合的直流電弧檢測及關斷功能。本文件沒有規范性引用文件。3.1電弧故障電路中斷arc-faultcircuit-interrupter；光儲系統中用于檢測電弧故障并中斷故障電路的設備或功能。注：該設備或功能包括故障電弧檢測器（AFD）、故障電弧分斷器（AFCI）、故障電弧保護裝置（AFPE）。3.2電弧故障分斷器AFCIAFCI3.3電弧故障檢測器AFD3.4中斷設備ID用以中斷檢測到的電弧故障的設備，設備是通常由檢測電弧的另一個裝置啟用。3.5串聯電弧seriesarcing指與負載串聯的電弧，一般發生在發電系統中的導線上、連接處、組件或其他系統部件中。3.6并聯電弧parallelarcing指與負載并聯的電弧，一般發生于導體正負極之間，或任意導線之間。3.7對地電弧groundarcing指與接地導體之間的電弧，一般發生在帶電導體與接地導體之間。3.8快速關斷Rapidshutdown光伏系統中具有“光伏危險控制系統”，使光伏系統自危險情況時狀態可控。2.5750J5AB245圖1切斷能量區域示意圖具備電弧檢測及關斷功能的設備在啟動前應自檢，在識別診斷功能正常后再啟機工作。自檢功能異常時，設備不能啟機且應有可視的報警信號指示自檢失敗。直流組串中發生的電弧故障均應能被檢測。根據逆變器類型不同，按照其可探測的電弧發生位置的基本距離為：單相逆變器可檢測的電弧發生距離不低于80m，三相逆變器可檢測的電弧發生距離不低于200m。電弧檢測功能所適配的可檢測最大電弧電流不低于適配與所檢測組串的最大工作電流。故障電弧分斷時電弧的能量不高于750J。故障電弧的最大關斷時間為2.5s。電弧檢測功能不應產生誤報、漏報現象，并能精準關斷。1米（3）30301米內（3英尺）處的受控導體的電壓應在快速關閉功能啟動后的30秒內限制到不超過120伏。對于發生在儲能系統直流側的電弧應具備檢測及關斷的措施。對于OT在對電弧關斷之前的最大分斷能量不大于750J。對故障電弧的最大分斷時間不高于2.5S。電弧檢測功能不應產生誤報、漏報現象，并能精準關斷。（方法電源恒壓源1.11.25R1=R2=R總/2k-R3式中：R1R2（R總k-解耦網絡個數；R（1.1倍；1.254) R1=R2=0；電壓源及方陣模擬器的電能質量滿足相關要求，其諧波不大于2.5%。電源網絡（含不同的接地方式）不能對測試電路產生干擾。解耦網絡的作用是將電源被測設備解耦，避免電源對測試造成干擾，解耦網絡如圖2。解耦網絡參數見下表：

2表1 解網參設置電路元件參數值備注電容C1≥20μF解耦電容，該參數決定直流源的輸出值電容C2，電容C322nF旁路電容電感L112mH共模濾波電感電感L2，電感L3≥60μH空心線圈，以避免飽和電阻R1，電阻R2R1=R2=R總電阻/2k-R3保護電阻，其中：R總電阻：電弧測試工況表中對應的總電阻值k：解耦網絡個數R3：≤1Ω阻抗網絡的拓撲結構如下圖所示。線性阻抗網絡參數設置如下表。

32電路元件參數值備注整串組串半串組串并聯組串組件級電容C4150nF和10μF300nF和20μF[150*(n-1)]nF和[10*(n-1)]μF1.5μF/b和100μF/b無電容C5，電容C61nF500pF[1*(n-1)]nF100pF*b無電感L4，電感L550μH+[0.7*(a-80)]μH25μH[50/(n-1)]μH(2*b)μH+[0.7*(a-80)]μH空心電感，以避免飽和電阻R3，電阻R4≤1Ω≤1Ω≤1Ω≤0.5Ω無注1：“n”代表被測組串數量；注2：“a”代表電弧探測距離；注3：“b”代表每個組串中串聯組件的數量。注：如果使用線纜，按照最大載流能力選配適用的線纜及所能支持的最大電流以及最大距離進行選配。進行電弧測試時，應準備電弧發生器裝置，電弧發生器的電極一個可動一個固定。可動電極應為自動調節功能，可以設定移動電極的移動速度和距離。電弧發生器結構示意圖如下，其中電極可以是圓柱形銅或圖示的鎢合金。4測試要求如下：35表3電弧測試條件測試編號最小電弧電流（A）最大工作電流（A）（mm/s）最大工作電壓（V）開路電壓（V）總電阻（ohms）電弧間距（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適用于所有被測設備；2：28A及以上；3：316A注4：4適用于最大電壓為810V及以上；注5：5適用于被測設備單一通道的最大輸入電流為24A以上。注6：6Imax被測設備最大輸入電流同一模擬電弧故障位置的2組不同阻抗值下分別進行36次；測試并記錄電弧間電壓、電弧電流以及電弧持續時間，電弧測量以電弧電壓為10V時起，電弧電流低于250mA時止，計算出電弧能量。不同工況下的電弧檢測準確度要求如下：10人為制造出干擾的電信號（在3米范圍內設置一臺逆變器，逆變器頻繁的開關，每分鐘一次）355s1/230s，5s設備正常工作，啟動快速關斷功能后，測量相關點位的電壓值，應滿足4.2要求。/3對對對PE；在逆變器并網運行5min后，使用開關進行快速關斷，記錄電壓下降波形，電壓應滿足4.2要求。對具備電弧故障定位的電弧保護裝置：制造電弧故障，觀測逆變器上報的電弧位置，每個位置重復測試3次。企業所宣稱的最小檢測單元應與實際檢測及相關保護功能相符。3直流電源1解耦網絡開始位置結束位置光伏逆變器直流電源1解耦網絡開始位置結束位置光伏逆變器線性阻抗網絡數據采集設備MPPTm線性阻抗網絡MPPT2MPPT1線性阻抗網絡直流電源2解耦網絡光伏組串2直流電源2解耦網絡直流電源n解耦網絡光伏組串n直流電源n解耦網絡注1：注2：代表電弧發生器；開始位置測試時，電弧發生器放置在MPPT直流輸入+，結束位置時，放置在MPPT直流輸入-。注3：適用于逆變器有1路、2路及多路MPPT，每路MPPT含1個、2個及多個組串的情況；注4：“m”代表逆變器中MPPT路數；“n”代表每路MPPT中組串數量，也代表需要的直流電源數量；注5：線性阻抗網絡根據表2-2中相應結構取值。圖5整串組串結構形式測試系統開始位置中間位置結束位置光伏逆變器線性阻抗網絡線性阻抗網絡開始位置中間位置結束位置光伏逆變器線性阻抗網絡線性阻抗網絡線性阻抗網絡數據采集設備線性阻抗網絡MPPTm線性阻抗網絡MPPT2MPPT1線性阻抗網絡解耦網絡直流電源1直流電源2解耦網絡光伏組串1后段直流電源2解耦網絡解耦網絡直流電源3光伏組串2前段解耦網絡直流電源3解耦網絡直流電源4光伏組串2后段解耦網絡直流電源4解耦網絡直流電源2n-1光伏組串n前段解耦網絡直流電源2n-1解耦網絡直流電源2n光伏組串n后段解耦網絡直流電源2n注1：圖2-4中的所有注均適用于圖2-5；（10%以內10%以內。圖6半串組串結構形式測試系統開始位置中結束位置置光伏逆變器線性阻抗網絡數據采集設備開始位置中結束位置置光伏逆變器線性阻抗網絡數據采集設備線性阻抗