電化學儲能光伏系統(tǒng)電能質量檢測規(guī)程

電化學儲能光伏系統(tǒng)電能質量檢測規(guī)程范圍本文件規(guī)定了電化學儲能光伏系統(tǒng)電能質量的技術要求、試驗條件、檢測設備、檢驗項目、檢驗報告等。本文件適用于電化學儲能光伏系統(tǒng)電能質量檢測，其他場站電能質量測試可參照執(zhí)行。規(guī)范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T12325電能質量供電電壓偏差GB/T12326電能質量電壓波動和閃變GB/T14549電能質量公用電網(wǎng)諧波GB/T15543電能質量三相電壓不平衡GB/T17626.7電磁兼容試驗和測量技術供電系統(tǒng)及所連設備諧波、間諧波的測量和測量儀器導則GB/T17626.30電磁兼容試驗和測量技術電能質量測量方法GB/T19862電能質量監(jiān)測設備通用要求GB/T24337電能質量公用電網(wǎng)間諧波GB/T32507電能質量術語GB/T34120電化學儲能系統(tǒng)儲能變流器技術規(guī)范術語、定義和縮寫詞GB/T20000.1界定的以及下列術語和定義適用于本文件。電化學儲能光伏系統(tǒng)electrochemicalenergystorage-photovoltaicsystem采用電化學電池作為儲能元件，通過儲能變流器或光儲一體機進行電能存儲、轉換及釋放的光伏系統(tǒng)。并網(wǎng)點pointofinterconnection有升壓站的光伏發(fā)電系統(tǒng)，并網(wǎng)點為升壓站高壓側母線或節(jié)點。無升壓站的光伏發(fā)電系統(tǒng)，并網(wǎng)點為光伏發(fā)電系統(tǒng)的輸出匯總點。并網(wǎng)點定義可參照附錄A。[來源：GB/T34120-2017]儲能變流器powerconversionsystem；PCS電化學儲能系統(tǒng)中，連接于電池系統(tǒng)與電網(wǎng)（和/或負荷）之間，實現(xiàn)電能雙向轉換的變流器。[來源：GB/T34120]并網(wǎng)運行模式gridmode儲能變流器同步并入交流電網(wǎng)，以電流源特性運行，把電網(wǎng)電能存入電池組或將電池組能量回饋到電網(wǎng)的運行模式。[來源：GB/T34120]離網(wǎng)運行模式islandedmode儲能變流器以電壓源特性運行，為儲能系統(tǒng)交流側所連接的電網(wǎng)提供電源的運行模式。[來源：GB/T34120]穩(wěn)流精度stabilizedcurrentprecision電化學儲能系統(tǒng)在恒流工作狀態(tài)下，儲能變流器直流側輸出電流在額定值內保持穩(wěn)定時，輸出電流的穩(wěn)定程度。[來源：GB/T34120]穩(wěn)壓精度stabilizedvoltageprecision電化學儲能系統(tǒng)在恒壓工作狀態(tài)下，儲能變流器直流側輸出電流在額定值范圍內變化，輸出電壓在可調節(jié)范圍內保持穩(wěn)定時，輸出電壓的穩(wěn)定程度。[來源：GB/T34120]技術要求穩(wěn)流精度與電流紋波儲能變流器在恒流工作狀態(tài)下，輸出電流的穩(wěn)流精度不應超過±5%，電流紋波不應超過5%。穩(wěn)壓精度與電壓紋波儲能變流器在恒壓工作狀態(tài)下，輸出電壓的穩(wěn)壓精度不應超過±2%，電壓紋波不應超過2%。電壓偏差電化學儲能光伏系統(tǒng)接入后，接入公共連接點的電壓偏差應符合GB/T12325的規(guī)定。電壓間諧波電化學儲能光伏系統(tǒng)接入后，接入公共連接點的電壓間諧波應符合GB/T24337的規(guī)定。電流諧波電化學儲能光伏系統(tǒng)接入公共連接點的諧波注入電流諧波應符合GB/T14549的規(guī)定，電化學儲能光伏系統(tǒng)注入的諧波電流允許值應按電化學儲能光伏系統(tǒng)安裝容量與公共連接點上具有諧波源的發(fā)供電設備總容量之比分配。注：由委托方提供系統(tǒng)最小短路容量，方可判定。三相電壓不平衡度電化學儲能光伏系統(tǒng)接入后，接入公共連接點的三相電壓不平衡度應符合GB/T15543的規(guī)定。頻率偏差電化學儲能光伏系統(tǒng)接入后，、所接入公共連接點的頻率偏差應符合GB/T15945的規(guī)定。閃變電化學儲能光伏系統(tǒng)接入后，產(chǎn)生的閃變應符合GB/T12326的規(guī)定。直流分量電化學儲能光伏系統(tǒng)接入后，交流側電流中的直流電流分量不應超過輸出電流額定值的0.5%。功率因數(shù)不參與系統(tǒng)無功調節(jié)時，電化學儲能光伏系統(tǒng)輸出功率大于額定輸出的50%時，0.4kV及以下時，平均功率因數(shù)不應小于0.95；10kV及以上時，不應小于0.98。試驗條件交流端電能質量測試期間，電化學儲能光伏系統(tǒng)實際運行功率應大于額定功率的50%，且功率變化不應超過10%。交流端電能質量測試期間，電化學儲能光伏系統(tǒng)并網(wǎng)狀況不應變化。檢測設備電能質量測試裝置應符合GB/T17626.30的規(guī)定，閃變算法應符合GB/T17626.15的規(guī)定。檢驗項目儲能直流端電能質量儲能直流端電能質量檢測電路可參照圖1，電能質量測量裝置應接在被測電化學儲能光伏系統(tǒng)的儲能直流側。圖1儲能直流端性能檢測回路恒流充電穩(wěn)流精度恒流充電穩(wěn)流精度檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）按圖1連接檢測回路，調節(jié)被測儲能變流器工作在恒流充電狀態(tài)；b）設定儲能變流器直流側電流為直流額定電流的100%，50%和10%；c）測量儲能變流器直流側實際電流值，記錄充電過程中直流電流最大波動值，測試時間不應小于1min，利用式（1）計算穩(wěn)流精度；δI=I式中：δIIMIZd）取3個電流設定值下穩(wěn)流精度最大值作為測量結果.恒流充電電流紋波系數(shù)恒流充電電流紋波系數(shù)檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）按圖1連接檢測回路，調節(jié)被測儲能變流器工作在恒流充電狀態(tài)；b）設定儲能變流器直流側電流為直流額定電流的100%，50%和10%；c）利用數(shù)據(jù)采集裝置測量儲能變流器直流側電流的紋波值；d）分別按式（2）和式（3）計算直流電流的紋波有效值系數(shù)和峰值系數(shù)。XIrms=IrmsIXIPP=I式中：XIrms-XIPP-IrmsIPPIDC恒流充電穩(wěn)壓精度恒流充電穩(wěn)壓精度檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）按圖1連接檢測回路，調節(jié)被測儲能變流器工作在恒壓充電狀態(tài)；b）設定儲能變流器直流側電壓為直流電壓范圍的最大值，中間值和最小值；c）測量儲能變流器直流側實際電壓值，記錄充電過程中直流電壓最大波動值，測試時間不應小于1min，利用式（4）計算穩(wěn)壓精度；δU=UM式中：δUUM輸出電壓最大波動值，單位為伏特（VUZ設定的輸出電壓整定值，單位為伏特（V恒壓充電電壓紋波系數(shù)恒壓充電電壓紋波系數(shù)檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）按圖1連接檢測回路，調節(jié)被測儲能變流器工作在恒壓充電狀態(tài)；b）設定儲能變流器直流側電壓為直流額定電壓的最大值，中間值和最小值；c）利用數(shù)據(jù)采集裝置測量儲能變流器直流側電壓的紋波值；d）分別按式（5）和式（6）計算直流電壓的紋波有效值系數(shù)和峰值系數(shù)。XUrms=UXUPP=U式中：XUrms-XUPP-Urms輸出電壓交流分量有效值，單位為伏特（VUPP輸出電壓交流分量峰-峰值，單位為伏特（VUDC直流輸出電壓平均值，單位為伏特（V并網(wǎng)端電能質量并網(wǎng)端電能質量檢測電路可參照圖2，電能質量測量裝置應接在被測電化學儲能光伏系統(tǒng)的并網(wǎng)側。圖2并網(wǎng)端檢測回路框圖電壓偏差在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電和放電條件下，獲得電壓有效值的基本測量時間窗口應為10周波，并且每個測量時間窗口應該與緊鄰的測量時間窗口接近而不重疊，連續(xù)測量10min并計算電壓有效值的平均值，按下式計算供電電壓偏差值：電壓偏差%=電壓測量值?電壓間諧波電壓間諧波檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下；b）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min；c）按公式（8）取時間窗Tw測量并計算電壓間諧波中心子群的有效值，取3s內的15d）計算10min內所包含的各3s電壓間諧波中心子群的方均根值；e）電壓間諧波測量最高頻率應達到2kHz；f)在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下，重復b)~e)。注：?次電壓間諧波中心子群的有效值：U?=i=28C式中：C10?+iDFT輸出對應的第10?+i電流諧波電流諧波檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下；b）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min；c）按公式（9）取時間窗Tw測量電流諧波子群的有效值，取3s內的15d)計算10min內所包含的各3s電流諧波子群的方均根值；e)電流諧波子群應記錄到第50次，利用公式（10）計算電流諧波子群總畸變率并記錄；f)在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下，重復b)~e)。注1：?次電流諧波子群的有效值：I?=i=?11C式中：C10?+iDFT輸出對應的第10?+i注2：電流諧波子群總畸變率：THDSi=?=250式中：I?在10min內?I1在10min內電流基波三相電壓不平衡度三相電壓不平衡度檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下；b）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min；c）按公式（11）按每3s時段計算方均根值，共計算200個3s時段方均根值；d）應分別記錄負序電壓不平衡度測量值的95%概率大值以及所有測量值中的最大值；e）在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下，重復測b)~d)。ε=1mk=1mε式中：εk在3s內第km在3s內均勻間隔取值次數(shù)（m≥6頻率偏差頻率偏差檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下；b）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min交流輸出頻率值；c）計算10min平均頻率偏差。d）在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下，重復測b)~c)。f=fre?ffrefN閃變閃變檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）在電化學儲能光伏系統(tǒng)公共連接點處接入電能質量測試裝置，測量電壓和電流的截止頻率不應小于400Hz；b）電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下，輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min短時閃變值Pstc）長時閃變值Plt應通過短時閃變值Pd）在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下,重復測試。檢測方法應滿足GB/T12326的要求。直流分量直流分量檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下；b）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min交流側電流數(shù)據(jù)；c）計算10min平均直流分量。d）在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下，重復測b)~c)。功率因數(shù)功率因數(shù)檢測應按下列步驟執(zhí)行：a）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)下；b）設定電化學儲能光伏系統(tǒng)放電輸出有功功率為50%P以上，連續(xù)測量并記錄10min交流側有功功率、無功功率；c）計算10min平均功率因數(shù)值。d）在電化學儲能光伏系統(tǒng)充電運行狀態(tài)下，重復測b)~c)。功率因數(shù)（λ）計算公式為：λ=PoutPout式中：PoutQout負載端電能質量負載端電能質量檢測電路可參照圖3，電能質量測量裝置應接在被測電化學儲能光伏系統(tǒng)的負載側。圖3負載端檢測回路框圖電壓偏差測試方法與7.2.1（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。電壓間諧波測試方法與7.2.2（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。電流諧波測試方法與7.2.3（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。三相電壓不平衡度測試方法與7.2.4（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。頻率偏差測試方法與7.2.5（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。直流分量測試方法與7.2.7（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。功率因數(shù)測試方法與7.2.8（電化學儲能光伏系統(tǒng)放電運行狀態(tài)）相同。逆變器電能質量一般規(guī)定現(xiàn)場測試逆變器輸出的電能質量，應包括諧波和波形畸變、功率因數(shù)、三相電流不平衡度和直流分量。測試期間逆變器平均負載率不應低于30%。諧波和波形畸變諧波和波形畸變測試時，應用電能質量測量儀器測試逆變器輸出的電流諧波，記錄時間間隔為3s，連續(xù)采樣時間為10min，記錄2-40次諧波電流含量，分次電流諧波取10min方均根值（有效值），各次諧波電流含量限值應符合表1的規(guī)定。表1各次諧波電流含量限值奇次諧波次數(shù)含量限值（A）偶次諧波次數(shù)含量限值（A）3th-9th4.0%IN2th-10th1.0%IN11th-15th2.0%IN12th-16th0.5%IN17th-21th1.2%IN18th-22th0.375%IN23th-33th0.6%IN24th-34th0.15%IN36th-39th0.3%IN36th-40th0.075%IN注：IN為逆變器交流側額定電流。電流諧波總畸變率（THD）限值為5%，其計算公式如下：THD=240式中：I?IN功率因數(shù)功率因數(shù)測試時，應用電能質量測量儀器測試逆變器輸出端的功率因數(shù)，記錄時間間隔為3s，連續(xù)采樣時間為10min，結果應取平均值。當負載率大于50%時，功率因數(shù)不應小于0.98；負載率在30%-50%之間時，功率因數(shù)不應小于0.95。三相電流不平衡度逆變器正常運行時，負序三相電流不平衡度不應超過2%，短時不應超過4%。電能質量測量儀器記錄時間間隔為3s，連續(xù)采樣時間為10min，結果應取95%概率大值，短時取最大值。直流分量逆變器正常運行時，儀器記錄時間間隔應為3s，連續(xù)采樣時間應為10min，結果應取10min平均值。直流分量不應超過輸出額定電流的0.5%。檢驗報告檢驗報告應包括下列信息：a）被測電化學儲能光伏系統(tǒng)基本信息；b）被測電化學儲能光伏系統(tǒng)照片；c）客戶名稱和地址；d）檢驗機構名稱