2016光伏發(fā)電站逆變器效率檢測(cè)技術(shù)要求

光伏發(fā)電站逆變器效率檢測(cè)技術(shù)要求II目??次范圍 1規(guī)范性引用文件 1術(shù)語(yǔ)和定義 1總則 3檢測(cè)設(shè)備 3檢測(cè)框圖 4檢測(cè)步驟 5附錄A（規(guī)范性附錄） 光伏模擬器I-V特性模型 11附錄B（規(guī)范性附錄） 效率評(píng)估方法 14PAGEPAGE光伏發(fā)電站逆變器效率檢測(cè)技術(shù)要求范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了光伏發(fā)電站逆變器效率的檢測(cè)條件、檢測(cè)設(shè)備、檢測(cè)步驟等。本標(biāo)準(zhǔn)適用于并網(wǎng)型光伏逆變器，離網(wǎng)型光伏發(fā)電系統(tǒng)中使用的逆變器也可參照?qǐng)?zhí)行。規(guī)范性引用文件GB/T14549電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波GB1207電磁式電壓互感器GB1208電流互感器3.1并網(wǎng)型光伏逆變器grid-connectedphotovoltaic(PV)inverter光伏發(fā)電站中將直流電轉(zhuǎn)換為交流電饋入電網(wǎng)的變流設(shè)備。3.2光伏方陣模擬器photovoltaic(PV)arraysimulator模擬光伏方陣I-V等效特性的裝置。3.3 solarglobalirradiance指入射于水平表面單位面積上的全部太陽(yáng)輻射通量（W/m2）。3.4標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件standardtestconditions(STC)輻照度為1000W/m2,光譜分布為AM1.5，組件溫度為25℃的測(cè)試工況。3.5電網(wǎng)模擬裝置gridsimulator模擬電網(wǎng)輸出特性的可控交流電源。3.6最大功率點(diǎn)跟蹤maximumpowerpointtracking(MPPT)使光伏方陣運(yùn)行在最大功率點(diǎn)或其附近的控制策略。3.7MPP電壓maximumpowerpointvoltage光伏方陣以最大功率輸出時(shí)對(duì)應(yīng)的電壓值。parametersofinverterinput3.8.1最大輸入電壓maximuminputvoltageUDCmax逆變器輸入能承受的最大電壓值。3.8.2最小輸入電壓minimuminputvoltageUDCmin逆變器可向電網(wǎng)輸送電能的最小電壓值。3.8.3MPP最大電壓maximumpowerpoint(MPP)maximumvoltageUMPPmax逆變器在MPPT工況下可以輸出額定功率的最大輸入電壓值。3.8.4MPP最小電壓maximumpowerpoint(MPP)minimumvoltageUMPPmin逆變器在MPPT工況下可以輸出額定功率的最小輸入電壓值。3.8.5額定輸入電壓ratedinputvoltageUDC,r逆變器生產(chǎn)商規(guī)定的輸入電壓值。注：如果生產(chǎn)商沒(méi)有規(guī)定此值，則可通過(guò)公式UDC,r=(UMPPmax+UMPPmin)/2計(jì)算所得。3.8.6額定輸入功率ratedinputpowerPDC,r逆變器在連續(xù)運(yùn)行條件下可以被轉(zhuǎn)換的額定輸入功率。注：如果生產(chǎn)商沒(méi)有規(guī)定此值，則可以定義為PDC,r=PAC,r/ηconv,r，ηconv,r指在額定輸入電壓下的轉(zhuǎn)換效率。otherparameters3.9.1光伏方陣模擬器MPP功率PVarraysimulatorMPPpowerPMPP,PVS光伏方陣模擬器按照光伏特性曲線運(yùn)行時(shí)輸出的最大功率值。3.9.2光伏方陣模擬器MPP電壓PVarraysimulatorMPPvoltageUMPP,PVS光伏方陣模擬器輸出MPP功率時(shí)的電壓值。3.9.3光伏方陣模擬器MPP電流PVarraysimulatorMPPcurrentIMPP,PVS光伏方陣模擬器輸出MPP功率時(shí)的電流值?？倓t環(huán)境條件a) 環(huán)境溫度：-10℃～50℃；b) 90％RH。檢測(cè)內(nèi)容光伏發(fā)電站逆變器效率的測(cè)量?jī)?nèi)容應(yīng)包括：靜態(tài)MPPT效率、動(dòng)態(tài)MPPT效率、轉(zhuǎn)換效率和總效率?？傂蕬?yīng)通過(guò)靜態(tài)MPPT效率和轉(zhuǎn)換效率計(jì)算所得。檢測(cè)設(shè)備光伏方陣模擬器光伏方陣模擬器應(yīng)能夠準(zhǔn)確模擬光伏方陣的靜態(tài)和動(dòng)態(tài)特性。光伏方陣模擬器輸出的I-V特性曲線應(yīng)滿足表1的要求。表1 光伏方陣模擬器輸出特性參數(shù)晶硅組件薄膜組件公差aUMPPG200w/m2bUMPPG1000w/m20.950.98±1%U FFMPP;STCU U dOC,STC0.80.72＜1%I FFMPP;STCI I fSC,STC0.90.8＜1%a輻照度為G=200W/m2MPP輻照度為G=1000W/m2MPPc標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的MPPd標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的開(kāi)路電壓值。e標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的MPPf標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件下的短路電流值。U,U,P,FF,FII-V輸出特性應(yīng)滿足附錄A的要求，并符合下列規(guī)定：0.1.1)UP1%；PP0.1輸出特性應(yīng)滿足隨參數(shù)動(dòng)態(tài)變化而動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)的功能；MPPT測(cè)量裝置測(cè)量設(shè)備準(zhǔn)確度應(yīng)至少滿足表2的要求，電壓互感器應(yīng)滿足GB1207的要求，電流互感器應(yīng)滿足GB1208的要求，數(shù)據(jù)采集裝置的測(cè)量帶寬應(yīng)不小于1MHz。表2 測(cè)量設(shè)備準(zhǔn)確度要求設(shè)備名稱準(zhǔn)確度等級(jí)電壓互感器0.5級(jí)電流互感器0.5級(jí)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)0.2級(jí)檢測(cè)框圖光伏發(fā)電站逆變器效率應(yīng)按照?qǐng)D1進(jìn)行檢測(cè)。圖1 光伏發(fā)電站逆變器效率檢測(cè)框圖檢測(cè)方法MPPT檢測(cè)條件靜態(tài)MPPT效率的檢測(cè)條件應(yīng)滿足表3的要求。注：靜態(tài)MPPT效率的測(cè)量應(yīng)與轉(zhuǎn)換效率的測(cè)量同時(shí)進(jìn)行。表3 靜態(tài)MPPT效率測(cè)試規(guī)范光伏方陣模擬器MPP電壓I-V特性（見(jiàn)附錄A）光伏方陣模擬器MPP功率與被測(cè)逆變器額定直流功率之比PMPP,PVS/PDC,r0.050.100.200.250.300.500.751.00UMPPmax(0.8UDCmax)晶硅組件UDC,r晶硅組件UMPPmin晶硅組件UMPPmax(0.7UDCmaxa)薄膜組件bUDC,r薄膜組件bUMPPmin薄膜組件ba兩者中應(yīng)選取較低的值，應(yīng)確保被測(cè)設(shè)備MPPT模式運(yùn)行時(shí)輸出功率未受到直流輸入電壓的限制；b不和薄膜組件一起工作的被測(cè)設(shè)備，這些測(cè)量點(diǎn)可不測(cè)量。檢測(cè)步驟按照?qǐng)D17.1.1節(jié)規(guī)定的檢測(cè)條件調(diào)節(jié)光伏方陣模擬器來(lái)模擬光伏方陣的I-V輸出特性。待被測(cè)設(shè)備輸出穩(wěn)定后，開(kāi)始測(cè)量下列數(shù)據(jù)，測(cè)量時(shí)間為10min?！斎腚妷骸斎腚娏髯ⅲ簷z測(cè)時(shí)應(yīng)在測(cè)試報(bào)告中記錄被測(cè)逆變器穩(wěn)定時(shí)間。如被測(cè)逆變器在MPPT模式下無(wú)法穩(wěn)定運(yùn)行，則應(yīng)至少等待5min再進(jìn)行測(cè)量。數(shù)據(jù)計(jì)算與評(píng)估n利用公式(1)計(jì)算靜態(tài)MPPTMPPTB給出了兩種MPPTnUDC,iIDC,iTMPPT,ati1 1)PVS式中：Ui Ii T 數(shù)據(jù)間隔周期；n 選取數(shù)據(jù)總數(shù)；TM 10mn。注1：T不應(yīng)大于20ms。2：TM=n*T。MPPT檢測(cè)條件動(dòng)態(tài)MPPT光伏方陣模擬器輸出特性應(yīng)滿足附錄A中公式A.3～A.72的要求，其他參數(shù)應(yīng)滿足表A.1中規(guī)定的晶硅組件或薄膜組件的要求。圖2 動(dòng)態(tài)MPPT輻照度波動(dòng)曲線注：t1-t0為輻照度的上升時(shí)間，t2-t1為輻照度的峰值時(shí)間，t3-t2為輻照度的下降時(shí)間，t4-t3為輻照度的谷值時(shí)間。檢測(cè)步驟低輻照度檢測(cè)檢測(cè)前，調(diào)節(jié)光伏方陣模擬器輸出曲線參數(shù)，使輻照度G=100Wm2工況下對(duì)應(yīng)最大輸出功率P12據(jù)，圖中參數(shù)滿足表4的要求，并測(cè)量下列數(shù)據(jù)?！斎腚妷骸斎腚娏髯?：被測(cè)設(shè)備輸出穩(wěn)定之前等待時(shí)間所測(cè)數(shù)據(jù)不作為動(dòng)態(tài)MPPT的計(jì)算依據(jù)。注4：被測(cè)設(shè)備測(cè)試時(shí)的等待時(shí)間應(yīng)記錄在測(cè)試報(bào)告中。若被測(cè)設(shè)備輸出不穩(wěn)定，則等待時(shí)間應(yīng)不小于5分鐘。表4 低輻照度動(dòng)態(tài)MPPT檢測(cè)a（W/m2）b（W/m2）100500次數(shù)(n)變化速率(W/m2/s)上升時(shí)間t1-t0(s)峰值時(shí)間t2-t1(s)下降時(shí)間t3-t2(s)谷值時(shí)間t4-t3(s)動(dòng)態(tài)MPPT效率20.58001080010214001040010322001020010431331013310658010801087571057101010401040101014291029101020201020101030131013101050810810高輻照度檢測(cè)檢測(cè)前，調(diào)節(jié)光伏方陣模擬器輸出曲線參數(shù)，使輻照度G=100Wm2工況下對(duì)應(yīng)最大輸出功率P12參數(shù)滿足表5的要求?！斎腚妷骸斎腚娏髯?：被測(cè)設(shè)備輸出穩(wěn)定之前等待時(shí)間所測(cè)數(shù)據(jù)不作為動(dòng)態(tài)MPPT的計(jì)算依據(jù)。2：MPPT5表5 高輻照度動(dòng)態(tài)MPPT檢測(cè)a（W/m2）b（W/m2）3001000次數(shù)(n)變化速率(W/m2/s)上升時(shí)間t1-t0(s)峰值時(shí)間t2-t1(s)下降時(shí)間t3-t2(s)谷值時(shí)間t4-t3(s)動(dòng)態(tài)MPPT效率10107010701010145010501010203510351010302310231010501410141010100710710啟動(dòng)與停機(jī)檢測(cè)檢測(cè)前，調(diào)節(jié)光伏方陣模擬器輸出曲線參數(shù)，使輻照度G=100Wm2工況下對(duì)應(yīng)最大輸出功率P152下列數(shù)據(jù)，圖中參數(shù)滿足表6的要求。——輸入電壓——輸入電流表6 啟動(dòng)停機(jī)測(cè)試a（W/m2）b（W/m2）10100次數(shù)(n)變化速率(W/m2/s)上升時(shí)間t1-t0(s)峰值時(shí)間t2-t1(s)下降時(shí)間t3-t2(s)谷值時(shí)間t4-t3(s)動(dòng)態(tài)MPPT效率10.19803098030注：?jiǎn)?dòng)與停機(jī)檢測(cè)僅僅用來(lái)檢測(cè)逆變器的啟動(dòng)和停機(jī)時(shí)的輻照度值，不作為動(dòng)態(tài)MPPT的計(jì)算依據(jù)。數(shù)據(jù)計(jì)算與評(píng)估利用公式(2)計(jì)算動(dòng)態(tài)MPPT效率并將結(jié)果填入檢測(cè)報(bào)告，公式（3）用于被測(cè)設(shè)備動(dòng)態(tài)MPPT效率的整體評(píng)估。nnUDC,iIDC,iimMPPTdnii1 2)mPVS,jTjj1式中：Tj 控流源出性線化期；Ti 樣期應(yīng)大100s；1NNMPPTdn,t MPPTdn,i 3)Ni1式中：ηMPPTdyn,t 動(dòng)態(tài)MPPT效率；ηMPPTdyn,i 測(cè)試序列中每個(gè)動(dòng)態(tài)MPPT效率；N 測(cè)試序列轉(zhuǎn)換效率檢測(cè)檢測(cè)條件轉(zhuǎn)換效率的檢測(cè)應(yīng)按照表7所示的測(cè)試條件下進(jìn)行。注：轉(zhuǎn)換效率的測(cè)量應(yīng)與靜態(tài)MPPT效率的測(cè)量同時(shí)進(jìn)行。表7 靜態(tài)轉(zhuǎn)換效率測(cè)試規(guī)范光伏模擬器MPP電壓I/U特性（見(jiàn)附錄A）光伏模擬器MPP功率與額定直流功率d之比P /PMPP,PVSDC,r0.050.100.200.250.300.500.751.00a)UMPPmax(0.8UDCmax晶硅組件UDC,r晶硅組件UMPPmin晶硅組件a)UMPPmax(0.7UDCmax薄膜組件bUDC,r薄膜組件bUMPPmin薄膜組件b注：a兩者中應(yīng)選取較低的值，保證被測(cè)設(shè)備MPPT模式運(yùn)行時(shí)沒(méi)有受到直流輸入電壓的影響。b不和薄膜組件一起工作的被測(cè)設(shè)備，這些測(cè)量點(diǎn)可不測(cè)量。檢測(cè)步驟根據(jù)上述規(guī)定測(cè)試條件調(diào)節(jié)光伏方陣模擬器的輸出特性，按照?qǐng)D1所示連接光伏方陣模擬器、被測(cè)逆變器以及相關(guān)的檢測(cè)設(shè)備。待被測(cè)設(shè)備輸出穩(wěn)定后，開(kāi)始測(cè)量下列數(shù)據(jù)，記錄時(shí)間為10min?！斎腚妷篣DC——輸入電流IDC——輸出電壓UAC——輸出電流IAC注：本標(biāo)準(zhǔn)沒(méi)有規(guī)定特定的等待時(shí)間。被測(cè)設(shè)備測(cè)試時(shí)的等待時(shí)間應(yīng)測(cè)試報(bào)告中記錄。如果被測(cè)設(shè)備輸出一直不穩(wěn)定，則等待時(shí)間應(yīng)不小于5分鐘。數(shù)據(jù)計(jì)算與評(píng)估利用公式(4B給出了兩種轉(zhuǎn)換效率評(píng)估的推薦方案。N注：被測(cè)設(shè)備內(nèi)部設(shè)置的修改、測(cè)量中異常現(xiàn)象和測(cè)量步驟的更改都應(yīng)記錄在檢測(cè)報(bào)告中。NUAC,iIAC,iTNcnvi1 4)NUDC,iIDC,iTi1式中：Ui Ii Ui Ii T 采集周期，n*T應(yīng)為10min；總效率MPP效率ηη(5)。tonvMPPat 5)附 錄 A（規(guī)范性附錄）光伏方陣模擬器I-V特性模型A.1 MPPT效率性能測(cè)試光伏方陣模型MPP開(kāi)路電壓比

UFFUMPP,STC (A.1)UMPP短路電流比

UOC,STCIFFIMPP,STC (A.2)I電流與電壓公式為

ISC,STCUPV IPV

I I(eUOCC

(A.3)SC 輻照度G和溫度T決定了短路電流ISC ISC

GGISC,GISTC

)) (A.4)輻照度和溫度還決定了開(kāi)路電壓UOCUOC

UOC,

))(ln(G

G) (A.5)輻照度決定了電流

II

(1FF)(1/(1FF))G

(A.6)公式A.3中的常數(shù)

0 SC,STCCAQ

I 1ln(1

U GSTC(A.7)200/m1000Wm| V UMPP|G200W/m2|

(A.8)式A.1～A.8中：

L2H

UMPP

G1000W/mUCMPP電壓；UCICMPP電流；IC TC 準(zhǔn)試件的件度，T=2；TV 算的伏件度；α 電流溫度系數(shù)；β 電壓溫度系數(shù)C,C,G 正數(shù)參照以上公式，光伏方陣模擬器輸出I-V特性模型應(yīng)滿足公式A.3且參數(shù)應(yīng)滿足表A.1的要求：表A.1 相關(guān)技術(shù)參數(shù)晶硅組件薄膜組件誤差FFU0.80.72＜1%FFI0.90.8＜1%2CG(W/m)2.514E-31.252E-3--2CV(W/m)8.953E-28.419E-2--2CR(W/m)1.088E-41.476E-4--2VL2H(W/m)0.950.98＜1%α(%/℃)0.040.02--β(%/℃)-0.4-0.2--示例1：晶硅光伏發(fā)電系統(tǒng)檢測(cè)條件：PMPP,STC=1000W,UMPP,STC=100V，硅材料,TPV=25°CUOC,STC

UMPP,STCFFU

0.8

=125V (A.9)IMPP,STC

USC,STC

=10A (A.10)100VISC,STC

IMPP,STCFFI

10A0.905

=11A (A.11)表A.2 不同輻照度下晶硅組件的MPP電壓值和MPP功率值輻照度(W/m2)UMPP(V)PMPP(W)5084.642.310090.089.920094.9189.630097.3291.650099.5497.0750100.3751.31000100999.3圖A.1 晶硅組件不同輻照度I/U特性圖和P/U特性圖示例2：薄膜光伏發(fā)電系統(tǒng)檢測(cè)條件：PMPP,STC=1000W,UMPP,STC=100V，薄膜組件,TPV=25°CUOC,STC

UMPP,STCFFU

100V0.715

=140V (A.12)IMPP,