苏小玲，杨军，甘嘉田，李正曦，司杨，高梦宇

（1.青海大学a.水利电力学院；b.新能源光伏产业研究中心，西宁 810016；2.国网青海省电力公司，西宁 810008）

0 引言

在落实碳达峰、碳中和目标，保障能源安全，加快推进能源转型的背景下，我国光伏发电保持快速发展［1-2］。光伏发电具有随机性、间歇性、波动性特征，高比例并网导致电力系统“双高”“双峰”特性凸显，电网安全稳定运行和电力电量平衡将面临极大考验［3-4］，源-网-荷协调发展，光伏发电具备电网辅助服务能力，是缓解该问题的有效途径。《电力系统安全稳定导则》提出新能源应具备惯量支撑、一次调频以及高/低电压穿越能力，配合传统机组提升电网安全防控水平［5-6］。

光伏逆变器是实现以上辅助服务功能的核心设备，其并网特性、可靠性、安全性直接影响光伏发电系统的运行性能［7］。而工程测试是检测逆变器能效的重要手段，已有多项标准指导逆变器测试内容及流程，国内外已制定相关标准规范光伏发电系统的电气特性检测、模型验证及参数测试的技术要求［8-10］。如IEC 62116—2008《光伏并网系统用逆变器防孤岛测试方法》［11］、IEEE 1547.1—2020《用于将分布式能源与电力系统和相关接口互连的设备的IEEE 标准一致性测试程序》［12］、UL 1741《配电用逆变器、变频器、控制器和系统互连设备标准》［13］、VDE0126-1-1《德国标准-发电机和公共低压网之间的自动开关设备》［14］等。GB/T 19939—2005《光伏系统并网技术要求》、GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》以及国家电网Q/GDW 1617—2015《光伏电站接入电网技术规定》是目前指导逆变器性能测试工作的主要依据。

对于光伏逆变器效率测试的研究，已经由电力电子电能转换设备效率测试方法过渡到专门针对不同光伏组件的光伏逆变器效率测试的研究。电力电子电能转换设备效率测试方法仅测试逆变器交直流转换效率，该效率很难全面反映光伏逆变器整体效率情况。

针对这一问题，国内光伏产品认证技术规范CNCA/CTS 0004—2009《400 V 以下并网光伏专用逆变器技术条件和试验方法》要求逆变器的“最大逆变效率不低于94%”。欧洲电工委员会制定的标准BS EN 50530：2010《Overall Efficiency of Grid Connected Photovoltaic Inverters》定义了静态最大功率跟踪点效率、动态最大功率跟踪点效率、交直流转换效率以及总效率4类效率［15］。

通过静态最大功率跟踪点效率检验稳态条件下光伏逆变器跟踪光伏组件最大功率电压的能力，通过动态最大功率跟踪点效率检验辐照度变化过程中光伏逆变器跟踪光伏电池最大功率点的能力，通过交直流转换效率检验光伏逆变器本体性能，该标准定义了光伏逆变器效率评估参数以及测试方法，对于全面、有效地评估光伏逆变器效率有重要的指导意义。

但现有检测方法和测试系统在光伏逆变器型号不断增多、电气参数不统一、运行模式多样性等条件下，难以全面评估逆变器运行工程性能。另一方面，基于宽禁带新型电力电子器件导致逆变器物理特性发生了根本变化，不满足光伏系统并网技术要求，导致性能评估工作困难。

基于碳化硅（SiC）二极管、SiC MOSFET 等宽禁带器件逆变器是典型的新型光伏逆变器［16-18］。现有研究表明，Boost 电路、功率因数校正（PFC）电路采用SiC 器件后，开关过程中的电压、电流过冲非常小，可以简化能量吸收回路以及散热设计［19-22］。此外，基于硅绝缘栅双极型晶体管（IGBT）的逆变器最大开关频率在20 kHz 左右，采用SiC 器件后可以提高到80～100 kHz，效率从原来的96%提高到98%以上，可降低50%以上的能量转换损耗［23］。因此基于SiC 器件的高可靠性、高功率密度以及高效、低成本光伏逆变器将成为未来的主要发展方向［24-25］。

本文提出了新型光伏逆变器涉网运行性能测试系统，在功率输出特性、电能质量、安全性能、系统效率等常规测试内容的基础上，增加安装电站及接入点选址、经济效益评估等指标，提升了测试系统在新型光伏逆变器的适用性及测试方案整体性能评估能力。在满足光伏逆变器工程应用要求和光伏电站并网标准测试内容的基础上，实现新型光伏逆变器的并网性能全面评估。并通过基于新型宽禁带SiC 电力电子器件的光伏逆变器运行性能测试试验验证测试方案。

1 光伏逆变器测试

本文设计的新型光伏逆变器涉网运行性能工程测试系统，通过测试新型光伏逆变器并网性能指标，掌握其运行特性、性能指数等关键涉网及运行参数。测试系统流程如图1所示。

图1 测试系统流程Fig.1 Process of the test system

2 安装方案

2.1 光伏逆变器参数分析

逆变器厂商/光伏电站在提交光伏逆变器工程测试申请之前，需要逆变器厂商提供数据手册。该手册中包含逆变器容量、交流侧电压电流、直流侧电压电流、逆变器拓扑等参数。根据光伏逆变器设备参数确定其安装方案，对于拓扑结构、电路参数特殊的新型光伏逆变器必要时可根据其数据手册建立仿真模型，分析其运行特性，在此基础上确定安装方案。

2.2 安装电站选址

按照GB/T 50797—2012《光伏发电站设计规范》和GB/T 50796—2012《光伏发电工程验收规范》的要求，选择满足光伏逆变器安装和测试要求的已投运光伏电站作为测试点，光伏电站应同时具备光照条件好、日照小时数高、交通便利等条件。

光伏逆变器对接入点的硬件要求包括：（1）直流汇流柜、交流控制柜、气象测量装置、电网接入及监控装置；（2）光伏阵列的排布和容量与光伏逆变器的容量匹配，电压等级一致，满足光伏逆变器正常运行状态下直流侧输入和交流侧输出要求。

2.3 安装方案

根据光伏逆变器参数分析及安装电站选址结果确定其安装方案，如果被测逆变器数量大于1，需要在相同环境下安装每台光伏逆变器。

根据光伏逆变器的参数为其配置光伏阵列。如果被测光伏逆变器与光伏电站原有逆变器的接入参数一致，可将光伏电站原有的逆变器换成被测光伏逆变器，按照原先逆变器的接入方式接入新型逆变器，满足逆变器正常运行条件。安装完成后，对光伏逆变器进行运行监测，验证其性能是否符合工程应用的要求，监测时间不小于6 个月。在满足验证条件的情况下，可根据应用要求调整监测时间。

2.4 安全措施

在安装及测试过程中，需注意电站原有光伏逆变器拆除现场作业中的危险点、光伏逆变器安装现场作业以及光伏逆变器现场安装安全措施。

3 测试内容

3.1 安全性能

安全性能测试主要检测光伏发电系统接地电阻的连续性和绝缘耐压能力，包括光伏逆变器外观及结构检查、接地电阻连续性测试以及绝缘耐压测试。

3.1.1 接地电阻连续性

光伏系统接地电阻连续性测试的目的是检测保护装置或联接体的连接可靠性，接地连接无连接松动或不完全接触情况。

光伏系统接地连续性测试位置主要包括：光伏组件边框与光伏支架之间、光伏支架与接地扁铁之间、光伏汇流设备的非载流导体与接地扁铁之间。采用接地电阻测试摇表或具有相同功能的测试设备，对上述位置进行接地电阻阻值测试，所有位置测试结果均应不大于1 Ω。

3.1.2 绝缘耐压

绝缘耐压的测试方法有2种：（1）先测试光伏方阵负极对地的绝缘电阻，然后测试方阵正极对地的绝缘电阻；（2）测试光伏方阵正极与负极短路时对地的绝缘电阻。对于结构（边框）接地的系统，接地连接可以是连接到任何合适的接地线或方阵的边框（如果选择组件边框应确保所有的金属边框的接地连续性良好）。对于方阵边框没有接地的系统（如有Ⅱ类绝缘），可以选择在方阵电缆和大地之间、方阵电缆和组件边框之间2个位置进行测试。

3.2 发电效率

发电效率测试方法及要求参考NB/T 32032—2016《光伏发电站逆变器效率检测》。按测试要求架设仪器，分别采集光伏逆变器输入端和输出端的电压/电流、功率数据，至少持续采集1 d，测试电路如图2所示。

图2 光伏逆变器效率测试电路Fig.2 Efficiency test circuit for the PV inverters

电压传感器精度0.5 级，电流传感器精度0.5级，数据采集系统精度0.2 级，采样频率应不小于20 kHz。测试方法如下。

（1）在被测光伏逆变器自动开机运行之前切断光伏逆变器与光伏电池方阵及电网侧的连接。

（2）连接测试设备并正确设置测试设备接线方式、采样设备变比及量程、采集参数及采样间隔以及记录间隔，设置记录开始时间。

（3）连接环境监测设备并在测试周期内同步记录相关的环境参数（如辐照度、环境温度等）。

（4）连接光伏逆变器并使其处于待机状态，待自动开机后进行数据记录直至逆变器自动关机。计算光伏逆变器转换效率

式中：UAC为逆变器交流侧电压，V；IAC为逆变器交流侧电流，A；UDC为逆变器直流侧电压，V；IDC为逆变器直流侧电流，A。

3.3 功率输出特性

在辐照较弱时，按测试要求架设测试仪器，分别采集光伏逆变器输入端和输出端电压/电流、功率数据，持续时长至少1 d。测试结束后形成光伏逆变器输出功率特性曲线。

3.4 电能质量

光伏逆变器与电网断开，测试电网侧电能质量。然后将光伏逆变器并网，运行稳定后测试光伏逆变器交流侧电能质量，测试内容应该覆盖各相（或单相）电压偏差、频率偏差、各相（或单相）电压/电流谐波含量与畸变率、三相电压不平衡度、直流电流分量、电压波动与闪变，并参照对应的电能质量标准要求完成测试。

光伏逆变器电能质量测试电路如图3所示。其中电能质量测试装置应满足GB 19862—2016《电能质量监测设备通用要求》、DL/T 1028—2006《电能质量测试分析仪检定规程》的技术要求，并符合IEC 61000-4-30—2003《电能质量测量方法》中Class A测量精度要求：电压传感器精度0.5级，电流传感器精度0.5 级，数据采集系统精度0.2 级，采样频率应不小于20 kHz。

图3 电能质量测试电路Fig.3 Power quality test circuit

3.5 经济效益评估

经济效益评估包含：光伏系统发电能力总体评价、综合考虑测试时所在电站的运维成本、电价收益。首先评价总体发电能力，则

式中：Yf为光伏系统最终等价发电时间，相当于电站以额定输出功率需要工作的时间，h；Yr为标准等价发电时间，h。

式中：E为光伏系统在测量时间内发出的净电量，kW·h；Po为光伏系统直流侧额定功率，kW。

式中：H为一段时间内组件倾斜面上每平方米的总辐照量，（kW⋅h）/m2；G为标准条件下，地面太阳辐照度且G=1 kW/m2，相当于太阳辐射达到标准辐照度的小时数，也叫做峰值日照小时数。根据上述各式可知

经济效益评估也可以采用电站历史数据。首先核正历史数据，历史数据首选1个自然年的数据；若无历史数据，则选择正式运行至测试之日的数据。

另外，如果电站现场无组件倾斜面的辐照度采集设备而仅有水平面辐照度采集设备，则以水平面总辐照度数据为基础，通过一个精度高于或等于现场辐照度采集设备的累计辐照计在相同环境下做测试校正，并对电站数据进行校正。

4 试验验证

4.1 安装方案

4.1.1 SiC光伏逆变器参数

为验证本文的新型光伏逆变器涉网运行性能工程测试系统，分别对容量为15，30，50 kW 3 种规格的基于新型宽禁带SiC 电力电子器件的光伏逆变器运行性能开展测试，并按照测试系统流程图及对应的技术要求和规定执行。

SiC 光伏逆变器参数见表1，根据设备参数及外观，确定对应的安装方案。表中MPPT 为最大功率点跟踪。

4.1.2 安装选址

按照测试系统要求，本次安装及测试选择的光伏电站位于青海省海西州（以下简称测试光伏电站），占地面积约0.5 km2，于2013年11月并网发电。电站总装机容量为20 MWp（峰值输出功率），设备由4 382 组支架、87 640 块多晶硅电池板、308 个汇流箱、44 台逆变器、22 台箱式变压器（以下简称箱变）及一、二次设备等组成，经过35 kV 箱变升压后以4条回路并入35 kV母线送至110 kV变电站。

光伏阵列的排布和容量与SiC 光伏逆变器的容量匹配，电压等级一致，满足逆变器正常运行状态下直流侧输入和交流侧输出要求。交流控制柜、电网接入及监控装置等设备满足安装方案。

4.1.3 安装方案

测试光伏电站均为固定式光伏系统，逆变器固定于支架上。

根据SiC 光伏逆变器参数分析及电站运维要求，确定用3 台SiC 光伏逆变器替换电站原有的3 台光伏逆变器，并根据3台SiC光伏逆变器数为其配置光伏阵列，保证3 台SiC 光伏逆变器的运行环境一致。安装完成后，进行了为期6个月的运行监测，监测结果证明3台SiC光伏逆变器符合工程应用要求。

4.1.4 安全措施

在安装及测试过程中，需注意电站原有光伏逆变器拆除现场作业中的危险点、SiC 光伏逆变器安装现场作业以及SiC 光伏逆变器现场安装安全措施。

4.2 运行测试

4.2.1 测试内容

根据新型光伏逆变器涉网运行性能工程测试系统的测试内容，监测稳态运行条件下3台SiC光伏逆变器的直流侧电压、电流、交流侧电压、电流等电气参数。

SiC 光伏逆变器测试现场如图4 所示。测试仪器为Fluke 1760 三相电能质量记录仪和Fluke Norma 5000 功率测试仪。在测试期间，需要同时监测SiC光伏逆变器安装环境的气象参数。

图4 SiC光伏逆变器测试现场Fig.4 Field operation and Testing

4.2.2 安全性测试

（1）方阵绝缘电阻。根据测试方案，检测3 台SiC 光伏逆变器正、负母排对地绝缘电阻，测试结果见表2。

表2 绝缘电阻测试结果Tab.2 Test results of insulation resistance

结果表明，绝缘电阻阻值均大于1 MΩ，逆变器绝缘性能良好，符合并网光伏发电系统工程要求。

（2）方阵接地连续性。根据测试方案，检测SiC光伏逆变器与接地网之间的连接电阻，测试位置选择逆变器保护接地到接地网，测试结果见表3。

表3 接地连续性测试结果Tab.3 Results of the grounding continuity test

结果表明，连接电阻阻值均小于1 Ω，符合CGC/GF003.1—2016《并网光伏发电系统工程验收基本要求》要求，合格率为100%。

4.2.3 电能质量

根据测试方案完成电能质量测试，测试时长24 h，测试结果见表4—5。

表4 光伏逆变器并网前并网点电能质量测试结果Tab.4 Power quality test results before the PV inverters'power grid connection %

结果表明，电压偏差满足GB/T 12325—2008《电能质量供电电压偏差》规定，光伏逆变器输出侧的电压波动和闪变值满足GB/T 12326—2008《电能质量电压波动和闪变》要求，光伏逆变器并网点谐波电流满足GB/T 14549—1993《电能质量公用电网谐波》要求。

4.2.4 输出特性曲线及转化效率

根据测试方案，分别形成15，30，50 kW SiC 光伏逆变器输出特性曲线，如图5所示。

图5 15，30，50 kW SiC光伏逆变器输出功率曲线Fig.5 Power output characteristic curve of 15，30，50 kW SiC based inverters

表5 光伏逆变器并网后并网点电能质量测试结果Tab.5 Power quality test results after the PV inverters'power grid connection

根据式（1）分别计算逆变器输出功率从0～100%的功率输出特性。经计算，15，30，50 kW SiC光伏逆变器的转换效率分别为98.80%，99.06%和91.18%。

4.3 性能指数分析

4.3.1 辐射量比对测试及修正计算

采用自带精度为2%全辐照计进行比对校正测试。定义修正系数和修正辐射量为

式中：fCF为修正系数；Rtest为测试期比对仪表合计辐射量，kJ/m2；Rlocal为测试期电站仪表合计辐射量，kJ/m2。且

式中：fCR为修正辐射量，kJ/m2；Ro为电站运行观测辐射量，kJ/m2。

根据比对测试结果和式（6）、式（7）修正光伏电站累计辐射量测量误差，计算电站性能指数（PR）。辐射量测试结果及修正系数见表6，辐射量修正换算结果见表7。

表6 辐射量测试结果及修正系数Tab.6 Test results of radiation and its correction factor

表7 辐射量修正换算结果Tab.7 Correction calculation results of the radiation MJ/m2

4.3.2 实测修正性能指数PRSM

通过SiC 光伏逆变器工程测试得到实测修正性能指数PRSM为

根据计算公式完成各指标取值和计算，测试修正数据见表8。表中：EP为电站实际累计发电量修正值；HA为电站辐照量累计和的修正值；PA为电站峰值输出功率修正值。

表8 测试修正数据Tab.8 Corrected test data

4.3.3 电站性能指数PRCM

测试期间，电站累计发电量140 951 kW·h，累计辐射量33 681 kJ/m2。则光伏电站性能指数为

实测修正性能指数PRSM为76.02%，高于测试期间电站性能指数PRCM（73.20%）。

5 结论

光伏逆变器并网运行特性直接影响光伏发电系统的运行。本文提出的新型光伏逆变器的并网测试方案，通过增加电站及接入点选址、经济效益等指标提升了测试方案的适用性及测试方案整体性能评估能力。基于15，30，50 kW SiC 光伏逆变器的新型光伏逆变器涉网运行性能工程测试系统试验，证明该测试系统在满足光伏逆变器工程应用要求和光伏电站并网标准测试内容的基础上，实现了新型光伏逆变器的并网性能全面评估，为光伏发电系统高渗透率并网、源-网-荷协调发展提供了测试依据与支撑。

（本文责编：张帆）