《光伏系统并网性能测试方法》验证报告意见Word格式文档下载.docx
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技术指标—电压、电流0.05%,谐波0.1%,闪变。
(2)蓄电池
说明:
4只12V蓄电池串联,输出直流48V电压。
(3)直流信号源
两台DC70V、70A的电源串联模拟太阳电池方阵。
(4)CALPORT200型三相多功能标准表
主要功能—电压、电流、功率、电能、相位等;
测量范围—电压600V,电流250A、500A、1000A;
技术指标—0.05%。
(5)隔离变压器
在系统与所连电网之间起电气隔离作用。
额定电压220V,额定容量3kVA。
(6)滑线变阻器R1
由两只BX8D-2/6型滑线变阻器串联组成,每只32Ω,额定电流10A。
(7)端子转接板
端子转接板有24对相同的接线端子,可以同时连接电网信号、逆变器输出、负载及测试仪器等,作为本试验中的解并列点。
(8)DWY-3A型工频相位计
测量范围--400V、10A,主要技术指标—准确度0.005︒,分辨力0.001︒。
3试验项目
3.1电压偏差
(1)试验要求
依据光伏系统并网性能测试方法(征求意见稿)(以下简称测试方法)5.1及GB/T19939—2005光伏系统并网技术要求(以下简称技术要求)5.1,10kV及以下单相系统电压标称值为220V,且允许偏差为标称电压的+7%、-10%。
(2)试验线路
试验线路见图1。
图1光伏系统电能质量—电压、频率、谐波、闪变测试线路图
(3)试验方法及数据处理
a系统正常并网工作情况下,观察电能质量分析仪的电压显示值;
b电压偏差按下式计算:
(1)
式中:
uX—电压测量值,V;
uN—系统输出标称值,V。
(4)试验结果
uX=228.4V,uX=220V,则按式
(1)计算得出电压偏差=+3.8%。
(5)需要注意的问题
由试验结果可知逆变器输出电压为228.4V,同时测得电网电压为218V,也就是说逆变器在并网后为了向电网送电,其输出电压总比电网电压高10V左右。
由于各地区电网电压各异且负载情况复杂,如果电网电压本身高达240V,而逆变器输出电压实时跟踪电网电压,那么,逆变器并网后输出电压势必要超出测试方法的规定。
(6)验证结论
电压偏差是衡量一个发电系统最基本的指标,按照测试方法要求进行该项试验是非常必要的,测试方法可行。
建议测试方法中规定的系统电压偏差指标将当地所并电网情况综合考虑。
意见1:
该方法不行:
并网电压的抬高,是由于电网线路内阻引起的,如果内阻小,则电压不会有大的变化。
另:
ux和un是否为同一测量点,如果为隔离变压器原付方,而变压器容量小,漏抗压降大,其电压差为变压器的传输压降,对电网电压不会影响。
对于电流型的并网逆变电源,电压偏差的测量不合理也难以实现。
3.2频率偏差
(1)试验要求
依据测试方法5.1及技术要求5.2,系统输出额定频率为50Hz,允许偏差±
0.5Hz。
(2)试验线路
a系统正常并网工作情况下,观察电能质量分析仪的频率显示值;
(2)
fX—频率测量值,Hz;
fN—系统输出频率标称值,Hz。
fX=50.02Hz,
。
(5)验证结论
按照测试方法要求进行该项试验是非常必要的,测试方法可行。
意见2:
测试方法有疑问:
在同一个节点处,如果测试频率不同,那么两波形会发生相移,测试时波形是否相移?
系统虽然采用主动频率偏移方式测试孤岛效应,但其基波还是与电网强制同步的。
3.3电压波动和闪变
依据测试方法5.2,按照GB12326-2000规定,220V系统电压波动和闪变限值见表1、表2。
表1电压变动限值
r,h-1
d,%
r≤1
4
1<
r≤10
3
10<
r≤100
2*
100<
r≤1000
1.25
注:
对于随机性不规则的电压波动,依95%概率大值衡量,表中标有*的值为其限值。
表2闪变限值
Pst
1.0
Plt
0.8
a系统正常并网工作情况下,观察D6000型电能质量分析仪的电压波动量显示值;
b对于随机性不规则的电压波动,电压变动测量值不少于50个,依95%概率大值作为判断依据。
短时间闪变值测量周期为10min,每天(24h)不得超标7次(70min);
长时间闪变值测量周期为2h,每次均不得超标。
见附件9。
a测试方法要求电压波动和闪变测试是在并网状态进行,而电压波动和闪变与负载密切相关,因此连接的电网负载可能影响测量结果;
b由于逆变器具有定期巡检功能(本试验中逆变器大约每4~5分钟巡检一次),在巡检过程中逆变器输出为零,巡检完成后再并网。
这种工作特性其一容易引起电网波动,其二测量结果中包含了巡检过程产生的电压骤升骤降;
c测试方法中对该条款的描述过于简洁,没有给出具体的方法。
电压波动与闪变对负载影响较大,从测试结果可以看出,进行该项试验是非常必要的。
建议细化测试方法5.2条。
3.4电压和电流畸变率
a依据测试方法5.3及技术要求5.3,输出的总谐波电流小于逆变器输出电流的5%;
各次谐波电流满足表3、4要求,此范围内的偶次谐波应小于低的奇次谐波限值的25%。
b依据GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》,光伏系统输出谐波电压应满足表5要求。
表3奇次谐波电流畸变限值
奇次谐波
畸变限值
3~9次
<
4.0%
11~15次
2.0%
17~21次
1.5%
23~33次
0.6%
表4偶次谐波电流畸变限值
偶次谐波
表5谐波电压限值
电压总畸变率
各次谐波电压含有率
奇次
偶次
5.0%
a系统正常工作输出约额定功率的100%时,观察电能质量分析仪的谐波电压和谐波电流显示值并记录;
b系统输出额定功率的50%时,观察电能质量分析仪的谐波电压和谐波电流显示值并记录;
c测量的谐波次数一般为2~19次,根据谐波源的特点或测试分析结果,可以适当变动谐波次数测量的范围;
d测量数据不少于30个;
e以测量数据的95%概率值作为判断是否超过允许值的依据。
见附件5~8。
a谐波电压也是电网电能质量的一项重要指标;
b由于谐波测试是在并网状态进行,电网自身的谐波与系统输出谐波会产生交叉干扰,因此在解并列点测得的数据实际上是电网谐波与系统输出谐波以某种规律叠加的结果;
c测试方法要求在系统输出额定功率的50%时谐波仍满足要求。
据了解系统输出50%是指,逆变器输入即太阳电池方阵输出额定功率的50%时系统输出功率也应为额定输出功率的50%。
本试验中采用的直流源具有自适应功能,调节输出电压时,输出电流会随之变化,无法改变其输出功率,需要专用太阳电池模拟仪器。
本试验中系统输出50%功率时测得的谐波数据是调节图1中负载使系统输出电流为额定值的50%的情况下获得的。
谐波问题是人们极为关注的问题,按照测试方法进行该项试验是非常必要的。
a建议增加谐波电压测试条款;
b建议测试方法中明确如何实现系统输出额定功率的50%;
c建议测试方法中给出系统并网后的电压、电流谐波与所连电网自身谐波差异的允许范围。
意见3:
测试并网电流谐波较容易,电压较难。
如果是电流源型并网,则虽然电网电压有畸变,但电流畸变率可以做到很小。
如是电压源型并网,虽然并网逆变输出电压正弦,则电流可以是非正弦。
建议加限制性条款,区别对待。
3.5功率因数
依据测试方法5.4及技术要求5.4,系统平均功率因数应不小于0.9(超前或滞后)。
a系统输出额定功率的100%时,观察功率因数表示值和电能表记录的有功电量和无功电量;
b系统输出额定功率的50%时,观察功率因数表示值和电能表记录的有功电量和无功电量;
c电量法测量功率因数测试时间不少于1小时;
d按下式计算平均功率因数:
(3)
PF—系统平均功率因数,无量纲;
EREAL—有功电量,kWh;
EREACTIVE—无功电量,kvarh。
见附件7。
按照测试方法要求进行该项试验是非常必要的,测试方法可行。
对于较稳定的系统测量功率因数只采用功率因数表即可,对于波动较大的系统最好采用有功/无功电量法计算平均功率因数。
3.6电压不平衡度(三相系统进行此项试验)
依据测试方法5.5及技术要求5.5,三相电压不平衡度允许值为2%,短时不得超过4%。
试验线路见图2。
三相逆变器
蓄电池
模拟
太阳电池方阵
三相多功能标准表(或三相不平衡度测量仪)
ABC
A
B电网
C
图2光伏系统三相电压不平衡度测试线路图
a系统正常工作情况下,读取CALPORT200型三相多功能标准表的三相电压幅值及相位;
b按下式计算三相电压不平衡度:
(4)
(5)
(6)
式中:
U2——三相电压的负序分量,V;
U1——三相电压的正序分量,V;
Ua—三相比较仪的A相电压值,V;
Ub—三相比较仪的B相电压值,V;
Uc—三相比较仪的C相电压值,V;
Φa—三相比较仪的A相电压的相位,度;
Φb—三相比较仪的B相电压的相位,度;
Φc—三相比较仪的C相电压的相位,度。
c也可用三相电压不平衡度测试仪直接读取三相电压不平衡度值。
本试验中被试逆变器为单相,因此未进行此项试验。
按照测试方法进行该项目测试是非常必要的。
判断是否可以测量?
意见4:
难以测量。
3.7同步
依据测试方法5.6,光伏系统投入并列时输出电压的相位与电网电压的相位不超过±
30︒,否则将造成较大的冲击电流。
解并
列点
电网
相位表
隔离变压器
逆变器
Grid
负载
图3并网同步测试线路图
试验线路见图3。
(3)试验方法及数据处理
在光伏系统并网前及并网运行一段时间后观察相位表显示值。
表6
并网前相位表显示值
并网后相位表显示值
359.202︒
0.226︒
(5)需要注意的问题
测试方法要求在光伏系统投入并列之前,用同步检查继电器在公共连接点检查光伏系统逆变器输出电压与电网电压的相位。
而被试逆变器在并网前是没有电压输出的,无法检查其与电网电压的相差。
表6中给出的并网前相位表显示值是隔离变压器一次侧与二次侧相差,此时逆变器并未输出电压,表6中给出的并网后相位示值是逆变器并网运行后光伏系统与电网间相位差。
在光伏系统投入并列前检查逆变器输出电压与电网电压相位差是很必要的。
鉴于逆变器输出特性,建议将测试方法中5.6规定的“在光伏系统投入并列前…”作适当调整,或设置专门用于检测的电压端口能够检测到系统并网前的电压。
意见5:
既然有功率因数标准的测量要求,逆变器输出电压与电网电压相位差测量无必要,因为它是根据电网的分布参数而变化的。
如是同一节点,也难以测量。
二、电网保护功能检测
1试验目的
光伏系统和电网异常或故障时,为保证设备和人身安全,检查相应的并网保护功能是否有效。
2试验用仪器设备
(1)EQUA2000型电能质量分析仪(意大利)
功能—电压、电流、功率、功率因数、瞬变波形记录等;
测量范围—电压1000V,电流1000A;
技术指标—记录周期20ms。
(2)变频电源(上海)
测量范围—电压0~300V,频率固定点50Hz、60Hz、400Hz,可调频率范围47Hz~63Hz;
技术指标—容量5kVA。
(3)调压器
测量范围—输入220VAC,输出电压0~300V;
(4)程控固态继电器S1、S2
美国OPTO公司,240D25型,输入电压3~32VDC,输出220VAC。
3.1过/欠电压保护
(1)试验要求
依据测试方法6.1和技术要求6.1,当接口电压超出规定的正常范围时,系统应停止向电网配电系统送电,保护开关应在规定时间内动作。
具体要求见表7。
表7异常电压的响应
序号
电压(在电网连接端)
最大跳闸时间
1
V<
50%V标称
0.1s
2
50%V标称≤V<
85%V标称
2.0s
85%V标称≤V≤110%V标称
继续运行
110%V标称≤V<
135%V标称
5
135%≤V
0.05s
试验线路见图4。
Grid
隔离
变压器
调压器
波形
记录仪
R1R0(1.5kW)
图4过/欠电压保护试验线路图
(3)试验方法
a使系统并网正常运行;
b调节调压器模拟电网电压变化,同时用波形记录仪监视解列点的电压;
c首先调节调压器向<
85%V标称方向直至逆变器保护装置动作,由波形记录仪记录、分析保护开关动作时间及动作值;
d同理进行表7规定的其他电压限值的试验。
见附件1。
(5)需要注意的问题
通常进行限值试验是将被测量缓慢向限值方向调节,直到保护装置动作。
本项试验共有4个限值,即一级限值50%标称电压和135%标称电压、二级限值85%标称电压和110%标称电压。
在进行50%和135%标称电压限值试验时跨越了85%和110%标称电压限值,也就是说在调节过程中二级限值优先动作而无法到达一级限值,就目前的测试手段难以实现,除非能够模拟出纯正的阶跃信号。
为避免系统对电网产生不良影响,按照测试方法要求进行试验是非常必要的。
按照测试方法进行本报告表7第2、4项试验可行,实现表7第1、5项难度较大。
3.2过/欠频保护
依据测试方法6.2和技术要求6.2,当电网接口处频率超出规定的正常范围49.5~50.5Hz时,过/欠频率保护应在0.2~2s内动作将光伏系统与电网断开。
试验线路见图5。
变压
器
变频
电源
K1
R1R0(1.5kW)
图5过/欠频保护试验线路图
b调节变频电源模拟电网频率改变,同时监视解列点的电网频率;
c将变频电源在解列点的频率由50Hz向49.5Hz调节,观察逆变器开关动作,并记录动作时间和动作频率;
d将变频电源频率调回50Hz,使系统再并网;
e将变频电源的频率由50Hz向50.5Hz调节,观察逆变器开关动作,并记录动作时间和动作频率。
见附件2。
(5)验证结论
按照测试方法要求进行试验是非常必要的。
测试方法可行。
过/欠频的测量电路有疑问,变频电源的接法是否正确?
逆变器输出电压与电网电压相位差
3.3防孤岛效应
依据测试方法6.3和技术要求6.3,当光伏系统并入的电网失压时,必须在2s时限内将光伏系统与电网断开。
试验线路见图6。
计算机
A1
A2
S1
电网
S2
图6防孤岛效应测试线路图
a启动固态继电器控制程序使S1和S2闭合,光伏系统并网正常运行;
b调整阻性负载R1,观察监视电流表A1和A2的示值,使电网向负荷的供电功率接近于零(小于额定功率的5%);
c同时断开S1、S2模拟电网失压,记录防孤岛效应保护装置动作时间。
见附件3。
测试方法中6.3“检测防孤岛效应保护装置的动作值和动作时间”的动作值描述不详。
为防止电网失压时(如:
检修)光伏系统继续向电网部分线路送电造成事故,按照测试方法要求进行该项试验是非常必要的。
建议明确测试方法中6.3“检测防孤岛效应保护装置的动作值和动作时间”的动作值是指哪项参数。
意见6:
孤岛测试较为复杂,应该参考国际标准予以细化。
3.4电网恢复
依据测试方法6.4和技术要求6.4,由于电网电压超限导致光伏系统离网后,光伏系统应保持离网,直到电网恢复到允许的电压和频率范围后20s至5min以上才可再并网。
试验线路见图4、5、6。
a在3.1过/欠电压保护试验中,调节电压值使系统离网后,再调节到电压规定值范围内,记录系统再并网时间;
b在3.2过/欠频保护试验中,调节频率值使系统离网后,再调节到规定的频率范围内,记录系统再并网的时间;
c在3.3防孤岛效应保护试验中,光伏系统离网后,再将RLC回路中的R调整回原值,记录系统再并网的时间。
系统在2min后可再并网。
当电网电压或频率出现瞬时波动超出正常值,又迅速回到正常范围,光伏系统应具备解列及再并网的功能,因此按照测试方法要求进行该项试验是非常必要的。
3.5短路保护
依据测试方法6.5和技术要求6.6,光伏系统对电网应设置短路保护,电网短路时,逆变器的过电流应不大于额定电流的150%。
试验线路见图7。
a闭合开关K1,使系统并网运行;
b快速闭合K2,使光伏系统回路短路,开关K1迅速跳开,记录电流表A显示的最大值,并记录系统与电网解列时间。
A
K1
K2
R1R0
图7光伏发电系统短路保护测试线路图
见附件4。
当电网短路,光伏系统应具备自我保护功能,因此按照测试方法要求进行该项试验是非常必要的。
3.6功率方向保护
依据测试方法6.6,对于无逆潮流光伏系统,当电网接口处逆潮流为逆变器额定输出的5%时,方向功率保护应在0.2~2s内动作。
试验线路见图8。
a将K1打开使光伏系统与电网解列;
b在方向功率保护检测回路中施加5%逆潮流,观察保护装置的动作,记录动作时间和动作值。
K1
施加逆潮流信号
图8功率方向保护测试线路图
(4)试验结果
无法接入检测回路,未进行此项试验。
a功率方向保护试验要求系统在不可逆流的并网工作方式下进行,本试验中的被试逆变器是否具备此功能无据可查。
b对于不可逆流的并网工作方式,应在供电变压器的输出端安装的逆流检测装置进行,因此在实验室完成此项试验条件不具备。
依据测试方法进行功率方向保护试验是非常必要的。
为确保测试正确有效,建议随机提供逆流检测装置。
意见7:
功率方向保护不应针对并网逆变电源,应是专门的功率方向检测单元单元。
三、系统性能测试
系统设计和设备配置应符合与之相关联的设计规范和安装要求,并具有一定的绝缘和抗雷击能力。
(1)ZC-7型绝缘电阻表
DC1000V,1000MΩ。
(2)耐压试验台
输出工频1kV、2kV正弦波电压。
3.1系统设置与接线
系统接线盒设备配置应符合低压电力系统设计规范和太阳能光伏发电系统设计规范。
3.2安装、布线和防水工程检查
符合设计施工图的要求。
3.3防雷接地
太阳电池方阵如建立在屋(楼)顶,其建筑物必须有可靠的防雷措施(避雷针、接地网)。
(2)试验方法
检查太阳电池方阵是否在防雷保护区域内,同时太阳电池方阵的接地线是否牢固连接。
(3)验证结论
测试方法可行,适用于现场检
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