蘇小玲，楊軍，甘嘉田，李正曦，司楊，高夢宇

（1.青海大學(xué)a.水利電力學(xué)院；b.新能源光伏產(chǎn)業(yè)研究中心，西寧 810016；2.國網(wǎng)青海省電力公司，西寧 810008）

0 引言

在落實碳達峰、碳中和目標，保障能源安全，加快推進能源轉(zhuǎn)型的背景下，我國光伏發(fā)電保持快速發(fā)展［1-2］。光伏發(fā)電具有隨機性、間歇性、波動性特征，高比例并網(wǎng)導(dǎo)致電力系統(tǒng)“雙高”“雙峰”特性凸顯，電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電力電量平衡將面臨極大考驗［3-4］，源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)發(fā)展，光伏發(fā)電具備電網(wǎng)輔助服務(wù)能力，是緩解該問題的有效途徑?！峨娏ο到y(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》提出新能源應(yīng)具備慣量支撐、一次調(diào)頻以及高/低電壓穿越能力，配合傳統(tǒng)機組提升電網(wǎng)安全防控水平［5-6］。

光伏逆變器是實現(xiàn)以上輔助服務(wù)功能的核心設(shè)備，其并網(wǎng)特性、可靠性、安全性直接影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行性能［7］。而工程測試是檢測逆變器能效的重要手段，已有多項標準指導(dǎo)逆變器測試內(nèi)容及流程，國內(nèi)外已制定相關(guān)標準規(guī)范光伏發(fā)電系統(tǒng)的電氣特性檢測、模型驗證及參數(shù)測試的技術(shù)要求［8-10］。如IEC 62116—2008《光伏并網(wǎng)系統(tǒng)用逆變器防孤島測試方法》［11］、IEEE 1547.1—2020《用于將分布式能源與電力系統(tǒng)和相關(guān)接口互連的設(shè)備的IEEE 標準一致性測試程序》［12］、UL 1741《配電用逆變器、變頻器、控制器和系統(tǒng)互連設(shè)備標準》［13］、VDE0126-1-1《德國標準-發(fā)電機和公共低壓網(wǎng)之間的自動開關(guān)設(shè)備》［14］等。GB/T 19939—2005《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》、GB/T 19964—2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》以及國家電網(wǎng)Q/GDW 1617—2015《光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》是目前指導(dǎo)逆變器性能測試工作的主要依據(jù)。

對于光伏逆變器效率測試的研究，已經(jīng)由電力電子電能轉(zhuǎn)換設(shè)備效率測試方法過渡到專門針對不同光伏組件的光伏逆變器效率測試的研究。電力電子電能轉(zhuǎn)換設(shè)備效率測試方法僅測試逆變器交直流轉(zhuǎn)換效率，該效率很難全面反映光伏逆變器整體效率情況。

針對這一問題，國內(nèi)光伏產(chǎn)品認證技術(shù)規(guī)范CNCA/CTS 0004—2009《400 V 以下并網(wǎng)光伏專用逆變器技術(shù)條件和試驗方法》要求逆變器的“最大逆變效率不低于94%”。歐洲電工委員會制定的標準BS EN 50530：2010《Overall Efficiency of Grid Connected Photovoltaic Inverters》定義了靜態(tài)最大功率跟蹤點效率、動態(tài)最大功率跟蹤點效率、交直流轉(zhuǎn)換效率以及總效率4類效率［15］。

通過靜態(tài)最大功率跟蹤點效率檢驗穩(wěn)態(tài)條件下光伏逆變器跟蹤光伏組件最大功率電壓的能力，通過動態(tài)最大功率跟蹤點效率檢驗輻照度變化過程中光伏逆變器跟蹤光伏電池最大功率點的能力，通過交直流轉(zhuǎn)換效率檢驗光伏逆變器本體性能，該標準定義了光伏逆變器效率評估參數(shù)以及測試方法，對于全面、有效地評估光伏逆變器效率有重要的指導(dǎo)意義。

但現(xiàn)有檢測方法和測試系統(tǒng)在光伏逆變器型號不斷增多、電氣參數(shù)不統(tǒng)一、運行模式多樣性等條件下，難以全面評估逆變器運行工程性能。另一方面，基于寬禁帶新型電力電子器件導(dǎo)致逆變器物理特性發(fā)生了根本變化，不滿足光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求，導(dǎo)致性能評估工作困難。

基于碳化硅（SiC）二極管、SiC MOSFET 等寬禁帶器件逆變器是典型的新型光伏逆變器［16-18］?，F(xiàn)有研究表明，Boost 電路、功率因數(shù)校正（PFC）電路采用SiC 器件后，開關(guān)過程中的電壓、電流過沖非常小，可以簡化能量吸收回路以及散熱設(shè)計［19-22］。此外，基于硅絕緣柵雙極型晶體管（IGBT）的逆變器最大開關(guān)頻率在20 kHz 左右，采用SiC 器件后可以提高到80～100 kHz，效率從原來的96%提高到98%以上，可降低50%以上的能量轉(zhuǎn)換損耗［23］。因此基于SiC 器件的高可靠性、高功率密度以及高效、低成本光伏逆變器將成為未來的主要發(fā)展方向［24-25］。

本文提出了新型光伏逆變器涉網(wǎng)運行性能測試系統(tǒng)，在功率輸出特性、電能質(zhì)量、安全性能、系統(tǒng)效率等常規(guī)測試內(nèi)容的基礎(chǔ)上，增加安裝電站及接入點選址、經(jīng)濟效益評估等指標，提升了測試系統(tǒng)在新型光伏逆變器的適用性及測試方案整體性能評估能力。在滿足光伏逆變器工程應(yīng)用要求和光伏電站并網(wǎng)標準測試內(nèi)容的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)新型光伏逆變器的并網(wǎng)性能全面評估。并通過基于新型寬禁帶SiC 電力電子器件的光伏逆變器運行性能測試試驗驗證測試方案。

1 光伏逆變器測試

本文設(shè)計的新型光伏逆變器涉網(wǎng)運行性能工程測試系統(tǒng)，通過測試新型光伏逆變器并網(wǎng)性能指標，掌握其運行特性、性能指數(shù)等關(guān)鍵涉網(wǎng)及運行參數(shù)。測試系統(tǒng)流程如圖1所示。

圖1 測試系統(tǒng)流程Fig.1 Process of the test system

2 安裝方案

2.1 光伏逆變器參數(shù)分析

逆變器廠商/光伏電站在提交光伏逆變器工程測試申請之前，需要逆變器廠商提供數(shù)據(jù)手冊。該手冊中包含逆變器容量、交流側(cè)電壓電流、直流側(cè)電壓電流、逆變器拓撲等參數(shù)。根據(jù)光伏逆變器設(shè)備參數(shù)確定其安裝方案，對于拓撲結(jié)構(gòu)、電路參數(shù)特殊的新型光伏逆變器必要時可根據(jù)其數(shù)據(jù)手冊建立仿真模型，分析其運行特性，在此基礎(chǔ)上確定安裝方案。

2.2 安裝電站選址

按照GB/T 50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》和GB/T 50796—2012《光伏發(fā)電工程驗收規(guī)范》的要求，選擇滿足光伏逆變器安裝和測試要求的已投運光伏電站作為測試點，光伏電站應(yīng)同時具備光照條件好、日照小時數(shù)高、交通便利等條件。

光伏逆變器對接入點的硬件要求包括：（1）直流匯流柜、交流控制柜、氣象測量裝置、電網(wǎng)接入及監(jiān)控裝置；（2）光伏陣列的排布和容量與光伏逆變器的容量匹配，電壓等級一致，滿足光伏逆變器正常運行狀態(tài)下直流側(cè)輸入和交流側(cè)輸出要求。

2.3 安裝方案

根據(jù)光伏逆變器參數(shù)分析及安裝電站選址結(jié)果確定其安裝方案，如果被測逆變器數(shù)量大于1，需要在相同環(huán)境下安裝每臺光伏逆變器。

根據(jù)光伏逆變器的參數(shù)為其配置光伏陣列。如果被測光伏逆變器與光伏電站原有逆變器的接入?yún)?shù)一致，可將光伏電站原有的逆變器換成被測光伏逆變器，按照原先逆變器的接入方式接入新型逆變器，滿足逆變器正常運行條件。安裝完成后，對光伏逆變器進行運行監(jiān)測，驗證其性能是否符合工程應(yīng)用的要求，監(jiān)測時間不小于6 個月。在滿足驗證條件的情況下，可根據(jù)應(yīng)用要求調(diào)整監(jiān)測時間。

2.4 安全措施

在安裝及測試過程中，需注意電站原有光伏逆變器拆除現(xiàn)場作業(yè)中的危險點、光伏逆變器安裝現(xiàn)場作業(yè)以及光伏逆變器現(xiàn)場安裝安全措施。

3 測試內(nèi)容

3.1 安全性能

安全性能測試主要檢測光伏發(fā)電系統(tǒng)接地電阻的連續(xù)性和絕緣耐壓能力，包括光伏逆變器外觀及結(jié)構(gòu)檢查、接地電阻連續(xù)性測試以及絕緣耐壓測試。

3.1.1 接地電阻連續(xù)性

光伏系統(tǒng)接地電阻連續(xù)性測試的目的是檢測保護裝置或聯(lián)接體的連接可靠性，接地連接無連接松動或不完全接觸情況。

光伏系統(tǒng)接地連續(xù)性測試位置主要包括：光伏組件邊框與光伏支架之間、光伏支架與接地扁鐵之間、光伏匯流設(shè)備的非載流導(dǎo)體與接地扁鐵之間。采用接地電阻測試搖表或具有相同功能的測試設(shè)備，對上述位置進行接地電阻阻值測試，所有位置測試結(jié)果均應(yīng)不大于1 Ω。

3.1.2 絕緣耐壓

絕緣耐壓的測試方法有2種：（1）先測試光伏方陣負極對地的絕緣電阻，然后測試方陣正極對地的絕緣電阻；（2）測試光伏方陣正極與負極短路時對地的絕緣電阻。對于結(jié)構(gòu)（邊框）接地的系統(tǒng)，接地連接可以是連接到任何合適的接地線或方陣的邊框（如果選擇組件邊框應(yīng)確保所有的金屬邊框的接地連續(xù)性良好）。對于方陣邊框沒有接地的系統(tǒng)（如有Ⅱ類絕緣），可以選擇在方陣電纜和大地之間、方陣電纜和組件邊框之間2個位置進行測試。

3.2 發(fā)電效率

發(fā)電效率測試方法及要求參考NB/T 32032—2016《光伏發(fā)電站逆變器效率檢測》。按測試要求架設(shè)儀器，分別采集光伏逆變器輸入端和輸出端的電壓/電流、功率數(shù)據(jù)，至少持續(xù)采集1 d，測試電路如圖2所示。

圖2 光伏逆變器效率測試電路Fig.2 Efficiency test circuit for the PV inverters

電壓傳感器精度0.5 級，電流傳感器精度0.5級，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)精度0.2 級，采樣頻率應(yīng)不小于20 kHz。測試方法如下。

（1）在被測光伏逆變器自動開機運行之前切斷光伏逆變器與光伏電池方陣及電網(wǎng)側(cè)的連接。

（2）連接測試設(shè)備并正確設(shè)置測試設(shè)備接線方式、采樣設(shè)備變比及量程、采集參數(shù)及采樣間隔以及記錄間隔，設(shè)置記錄開始時間。

（3）連接環(huán)境監(jiān)測設(shè)備并在測試周期內(nèi)同步記錄相關(guān)的環(huán)境參數(shù)（如輻照度、環(huán)境溫度等）。

（4）連接光伏逆變器并使其處于待機狀態(tài)，待自動開機后進行數(shù)據(jù)記錄直至逆變器自動關(guān)機。計算光伏逆變器轉(zhuǎn)換效率

式中：UAC為逆變器交流側(cè)電壓，V；IAC為逆變器交流側(cè)電流，A；UDC為逆變器直流側(cè)電壓，V；IDC為逆變器直流側(cè)電流，A。

3.3 功率輸出特性

在輻照較弱時，按測試要求架設(shè)測試儀器，分別采集光伏逆變器輸入端和輸出端電壓/電流、功率數(shù)據(jù)，持續(xù)時長至少1 d。測試結(jié)束后形成光伏逆變器輸出功率特性曲線。

3.4 電能質(zhì)量

光伏逆變器與電網(wǎng)斷開，測試電網(wǎng)側(cè)電能質(zhì)量。然后將光伏逆變器并網(wǎng)，運行穩(wěn)定后測試光伏逆變器交流側(cè)電能質(zhì)量，測試內(nèi)容應(yīng)該覆蓋各相（或單相）電壓偏差、頻率偏差、各相（或單相）電壓/電流諧波含量與畸變率、三相電壓不平衡度、直流電流分量、電壓波動與閃變，并參照對應(yīng)的電能質(zhì)量標準要求完成測試。

光伏逆變器電能質(zhì)量測試電路如圖3所示。其中電能質(zhì)量測試裝置應(yīng)滿足GB 19862—2016《電能質(zhì)量監(jiān)測設(shè)備通用要求》、DL/T 1028—2006《電能質(zhì)量測試分析儀檢定規(guī)程》的技術(shù)要求，并符合IEC 61000-4-30—2003《電能質(zhì)量測量方法》中Class A測量精度要求：電壓傳感器精度0.5級，電流傳感器精度0.5 級，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)精度0.2 級，采樣頻率應(yīng)不小于20 kHz。

圖3 電能質(zhì)量測試電路Fig.3 Power quality test circuit

3.5 經(jīng)濟效益評估

經(jīng)濟效益評估包含：光伏系統(tǒng)發(fā)電能力總體評價、綜合考慮測試時所在電站的運維成本、電價收益。首先評價總體發(fā)電能力，則

式中：Yf為光伏系統(tǒng)最終等價發(fā)電時間，相當于電站以額定輸出功率需要工作的時間，h；Yr為標準等價發(fā)電時間，h。

式中：E為光伏系統(tǒng)在測量時間內(nèi)發(fā)出的凈電量，kW·h；Po為光伏系統(tǒng)直流側(cè)額定功率，kW。

式中：H為一段時間內(nèi)組件傾斜面上每平方米的總輻照量，（kW?h）/m2；G為標準條件下，地面太陽輻照度且G=1 kW/m2，相當于太陽輻射達到標準輻照度的小時數(shù)，也叫做峰值日照小時數(shù)。根據(jù)上述各式可知

經(jīng)濟效益評估也可以采用電站歷史數(shù)據(jù)。首先核正歷史數(shù)據(jù)，歷史數(shù)據(jù)首選1個自然年的數(shù)據(jù)；若無歷史數(shù)據(jù)，則選擇正式運行至測試之日的數(shù)據(jù)。

另外，如果電站現(xiàn)場無組件傾斜面的輻照度采集設(shè)備而僅有水平面輻照度采集設(shè)備，則以水平面總輻照度數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，通過一個精度高于或等于現(xiàn)場輻照度采集設(shè)備的累計輻照計在相同環(huán)境下做測試校正，并對電站數(shù)據(jù)進行校正。

4 試驗驗證

4.1 安裝方案

4.1.1 SiC光伏逆變器參數(shù)

為驗證本文的新型光伏逆變器涉網(wǎng)運行性能工程測試系統(tǒng)，分別對容量為15，30，50 kW 3 種規(guī)格的基于新型寬禁帶SiC 電力電子器件的光伏逆變器運行性能開展測試，并按照測試系統(tǒng)流程圖及對應(yīng)的技術(shù)要求和規(guī)定執(zhí)行。

SiC 光伏逆變器參數(shù)見表1，根據(jù)設(shè)備參數(shù)及外觀，確定對應(yīng)的安裝方案。表中MPPT 為最大功率點跟蹤。

4.1.2 安裝選址

按照測試系統(tǒng)要求，本次安裝及測試選擇的光伏電站位于青海省海西州（以下簡稱測試光伏電站），占地面積約0.5 km2，于2013年11月并網(wǎng)發(fā)電。電站總裝機容量為20 MWp（峰值輸出功率），設(shè)備由4 382 組支架、87 640 塊多晶硅電池板、308 個匯流箱、44 臺逆變器、22 臺箱式變壓器（以下簡稱箱變）及一、二次設(shè)備等組成，經(jīng)過35 kV 箱變升壓后以4條回路并入35 kV母線送至110 kV變電站。

光伏陣列的排布和容量與SiC 光伏逆變器的容量匹配，電壓等級一致，滿足逆變器正常運行狀態(tài)下直流側(cè)輸入和交流側(cè)輸出要求。交流控制柜、電網(wǎng)接入及監(jiān)控裝置等設(shè)備滿足安裝方案。

4.1.3 安裝方案

測試光伏電站均為固定式光伏系統(tǒng)，逆變器固定于支架上。

根據(jù)SiC 光伏逆變器參數(shù)分析及電站運維要求，確定用3 臺SiC 光伏逆變器替換電站原有的3 臺光伏逆變器，并根據(jù)3臺SiC光伏逆變器數(shù)為其配置光伏陣列，保證3 臺SiC 光伏逆變器的運行環(huán)境一致。安裝完成后，進行了為期6個月的運行監(jiān)測，監(jiān)測結(jié)果證明3臺SiC光伏逆變器符合工程應(yīng)用要求。

4.1.4 安全措施

在安裝及測試過程中，需注意電站原有光伏逆變器拆除現(xiàn)場作業(yè)中的危險點、SiC 光伏逆變器安裝現(xiàn)場作業(yè)以及SiC 光伏逆變器現(xiàn)場安裝安全措施。

4.2 運行測試

4.2.1 測試內(nèi)容

根據(jù)新型光伏逆變器涉網(wǎng)運行性能工程測試系統(tǒng)的測試內(nèi)容，監(jiān)測穩(wěn)態(tài)運行條件下3臺SiC光伏逆變器的直流側(cè)電壓、電流、交流側(cè)電壓、電流等電氣參數(shù)。

SiC 光伏逆變器測試現(xiàn)場如圖4 所示。測試儀器為Fluke 1760 三相電能質(zhì)量記錄儀和Fluke Norma 5000 功率測試儀。在測試期間，需要同時監(jiān)測SiC光伏逆變器安裝環(huán)境的氣象參數(shù)。

圖4 SiC光伏逆變器測試現(xiàn)場Fig.4 Field operation and Testing

4.2.2 安全性測試

（1）方陣絕緣電阻。根據(jù)測試方案，檢測3 臺SiC 光伏逆變器正、負母排對地絕緣電阻，測試結(jié)果見表2。

表2 絕緣電阻測試結(jié)果Tab.2 Test results of insulation resistance

結(jié)果表明，絕緣電阻阻值均大于1 MΩ，逆變器絕緣性能良好，符合并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程要求。

（2）方陣接地連續(xù)性。根據(jù)測試方案，檢測SiC光伏逆變器與接地網(wǎng)之間的連接電阻，測試位置選擇逆變器保護接地到接地網(wǎng)，測試結(jié)果見表3。

表3 接地連續(xù)性測試結(jié)果Tab.3 Results of the grounding continuity test

結(jié)果表明，連接電阻阻值均小于1 Ω，符合CGC/GF003.1—2016《并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)工程驗收基本要求》要求，合格率為100%。

4.2.3 電能質(zhì)量

根據(jù)測試方案完成電能質(zhì)量測試，測試時長24 h，測試結(jié)果見表4—5。

表4 光伏逆變器并網(wǎng)前并網(wǎng)點電能質(zhì)量測試結(jié)果Tab.4 Power quality test results before the PV inverters'power grid connection %

結(jié)果表明，電壓偏差滿足GB/T 12325—2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》規(guī)定，光伏逆變器輸出側(cè)的電壓波動和閃變值滿足GB/T 12326—2008《電能質(zhì)量電壓波動和閃變》要求，光伏逆變器并網(wǎng)點諧波電流滿足GB/T 14549—1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》要求。

4.2.4 輸出特性曲線及轉(zhuǎn)化效率

根據(jù)測試方案，分別形成15，30，50 kW SiC 光伏逆變器輸出特性曲線，如圖5所示。

圖5 15，30，50 kW SiC光伏逆變器輸出功率曲線Fig.5 Power output characteristic curve of 15，30，50 kW SiC based inverters

表5 光伏逆變器并網(wǎng)后并網(wǎng)點電能質(zhì)量測試結(jié)果Tab.5 Power quality test results after the PV inverters'power grid connection

根據(jù)式（1）分別計算逆變器輸出功率從0～100%的功率輸出特性。經(jīng)計算，15，30，50 kW SiC光伏逆變器的轉(zhuǎn)換效率分別為98.80%，99.06%和91.18%。

4.3 性能指數(shù)分析

4.3.1 輻射量比對測試及修正計算

采用自帶精度為2%全輻照計進行比對校正測試。定義修正系數(shù)和修正輻射量為

式中：fCF為修正系數(shù)；Rtest為測試期比對儀表合計輻射量，kJ/m2；Rlocal為測試期電站儀表合計輻射量，kJ/m2。且

式中：fCR為修正輻射量，kJ/m2；Ro為電站運行觀測輻射量，kJ/m2。

根據(jù)比對測試結(jié)果和式（6）、式（7）修正光伏電站累計輻射量測量誤差，計算電站性能指數(shù)（PR）。輻射量測試結(jié)果及修正系數(shù)見表6，輻射量修正換算結(jié)果見表7。

表6 輻射量測試結(jié)果及修正系數(shù)Tab.6 Test results of radiation and its correction factor

表7 輻射量修正換算結(jié)果Tab.7 Correction calculation results of the radiation MJ/m2

4.3.2 實測修正性能指數(shù)PRSM

通過SiC 光伏逆變器工程測試得到實測修正性能指數(shù)PRSM為

根據(jù)計算公式完成各指標取值和計算，測試修正數(shù)據(jù)見表8。表中：EP為電站實際累計發(fā)電量修正值；HA為電站輻照量累計和的修正值；PA為電站峰值輸出功率修正值。

表8 測試修正數(shù)據(jù)Tab.8 Corrected test data

4.3.3 電站性能指數(shù)PRCM

測試期間，電站累計發(fā)電量140 951 kW·h，累計輻射量33 681 kJ/m2。則光伏電站性能指數(shù)為

實測修正性能指數(shù)PRSM為76.02%，高于測試期間電站性能指數(shù)PRCM（73.20%）。

5 結(jié)論

光伏逆變器并網(wǎng)運行特性直接影響光伏發(fā)電系統(tǒng)的運行。本文提出的新型光伏逆變器的并網(wǎng)測試方案，通過增加電站及接入點選址、經(jīng)濟效益等指標提升了測試方案的適用性及測試方案整體性能評估能力。基于15，30，50 kW SiC 光伏逆變器的新型光伏逆變器涉網(wǎng)運行性能工程測試系統(tǒng)試驗，證明該測試系統(tǒng)在滿足光伏逆變器工程應(yīng)用要求和光伏電站并網(wǎng)標準測試內(nèi)容的基礎(chǔ)上，實現(xiàn)了新型光伏逆變器的并網(wǎng)性能全面評估，為光伏發(fā)電系統(tǒng)高滲透率并網(wǎng)、源-網(wǎng)-荷協(xié)調(diào)發(fā)展提供了測試依據(jù)與支撐。

（本文責(zé)編：張帆）