油田用太陽能發(fā)電系統(tǒng)一體化測(cè)試裝置研究

李輝（中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司節(jié)能技術(shù)監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)中心）

據(jù)相關(guān)政策，到2030年，中國(guó)單位國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值CO2排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12×108kW以上[1-2]。隨著國(guó)家對(duì)清潔能源的利用越來越重視，各油田企業(yè)均在大力開發(fā)清潔能源利用，油田主要開發(fā)的清潔能源利用為太陽能發(fā)電、風(fēng)能發(fā)電等。目前油田利用廢棄井場(chǎng)、荒地建立分布式太陽能發(fā)電系統(tǒng)，采用就地消納的方式[3-4]，隨著太陽能發(fā)電系統(tǒng)的建立，對(duì)于太陽能系統(tǒng)發(fā)電效率，也逐漸受到人們的重視。通過結(jié)合目前常用的太陽能發(fā)電裝置以及現(xiàn)有的能耗測(cè)試技術(shù)，研發(fā)了太陽能發(fā)電系統(tǒng)測(cè)試裝置，以便分析太陽能發(fā)電系統(tǒng)的效率和系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，為后續(xù)太陽能發(fā)電裝置的建設(shè)提供現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)。

1 組成及工作原理

太陽能發(fā)電是根據(jù)光生伏特效應(yīng)原理，利用太陽電池將太陽光能直接轉(zhuǎn)化為電能。油田用常見的太陽能發(fā)電系統(tǒng)主要組成為：光伏組件、匯流箱、儲(chǔ)能單元（蓄電池組）、逆變器、變壓器等，太陽能發(fā)電系統(tǒng)組成結(jié)構(gòu)[5-7]見圖1。

圖1 太陽能發(fā)電系統(tǒng)組成結(jié)構(gòu)Fig.1 The structure of solar power system

系統(tǒng)各組成部分的功能如下：

1）光伏組件。具有封裝及內(nèi)部聯(lián)結(jié)的、能單獨(dú)提供直流電輸出的、最小不可分割的太陽能電池組合裝置，也稱太陽電池組件[8]。光伏組件是太陽能發(fā)電系統(tǒng)的核心部分，也是太陽能發(fā)電系統(tǒng)中價(jià)值最高的部分。其作用是將太陽的輻射能力轉(zhuǎn)換為電能，或送往儲(chǔ)能單元的蓄電池中存儲(chǔ)起來，或（并網(wǎng)）推動(dòng)負(fù)載工作。

2）匯流箱。是多個(gè)光伏組串所發(fā)出直流電的匯集結(jié)點(diǎn)裝置，匯流箱應(yīng)設(shè)置防雷保護(hù)裝置，其輸入回路宜具有防逆流及過流保護(hù)；對(duì)于多級(jí)匯流太陽能發(fā)電系統(tǒng)，如果前級(jí)已有防逆流保護(hù)，則后級(jí)可不做防逆流保護(hù)；應(yīng)具有隔離保護(hù)措施，宜設(shè)備監(jiān)測(cè)裝置。室外匯流箱應(yīng)有防腐、防銹、防暴曬等措施。

3）儲(chǔ)能裝置。獨(dú)立太陽能發(fā)電站應(yīng)配置恰當(dāng)容量的儲(chǔ)能裝置，以滿足向負(fù)載提供持續(xù)、穩(wěn)定電力的要求[9]。并網(wǎng)太陽能發(fā)電站可根據(jù)需要配置合適容量的儲(chǔ)有裝置。常用的儲(chǔ)能裝置一般為鉛酸電池，小微型系統(tǒng)中，也可用鎳氫電池、鎳鎘電池或鋰電池。其作用是在有光照時(shí)根據(jù)需要將太陽能電池板所發(fā)出的電能儲(chǔ)存起來，到需要的時(shí)候再釋放出來。

4）逆變器。太陽能的直接輸出一般為12 VDC、24 VDC、48 VDC[10-11]。為了能夠向220 VAC的用電設(shè)備提供電能，需要將太陽能發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)出的直流電能轉(zhuǎn)換成交流電能，因此，需要使用DC-AC逆變器。

5）變壓器。輸出用戶所需的電壓等級(jí)。

目前，太陽能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量（電能）主要存在獨(dú)立使用（就地消納）及并網(wǎng)發(fā)電兩種方式，對(duì)于油氣田企業(yè)而言，一般采用就地消納方式。

2 評(píng)價(jià)方法與評(píng)價(jià)指標(biāo)

根據(jù)太陽能發(fā)電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)組成以及結(jié)合目前的油田能耗測(cè)試評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，確定太陽能發(fā)電系統(tǒng)的能效評(píng)價(jià)指標(biāo)主要包括9項(xiàng)：系統(tǒng)效率、太陽能發(fā)電單元效率、光伏組件效率、逆變器效率、變壓器效率、線損率、光伏組件串聯(lián)失配率、光伏組串并聯(lián)失配率、光伏組串一致性。

2.1 太陽能發(fā)電系統(tǒng)效率

太陽能發(fā)電站或系統(tǒng)某時(shí)段τ內(nèi)等效利用小時(shí)數(shù)與光伏組件傾斜面峰值日照小時(shí)數(shù)的比值，用百分?jǐn)?shù)表示，計(jì)算公式為：

式中：PR為系統(tǒng)效率（也稱系統(tǒng)能效），%；EOUT,τ為時(shí)段太陽能發(fā)電站輸出的總發(fā)電量，kWh；CI為太陽能發(fā)電站安裝容量，kW；G為時(shí)段光伏方陣傾斜面單位面積總輻照量，kWh/m2；G0為標(biāo)準(zhǔn)條件下的輻照度，取值為1，kW/m2；ETUN,τ為時(shí)段太陽能發(fā)電站發(fā)出的出口側(cè)關(guān)口表發(fā)電量，kWh；ECON,τ為時(shí)段太陽能發(fā)電站發(fā)出的除站內(nèi)用電外就地消納的電量，kWh；EL,τ為時(shí)段太陽能發(fā)電站為維持運(yùn)行消耗的取自電網(wǎng)的電量，kWh。

2.2 太陽能發(fā)電單元效率

一定數(shù)量的光伏組串通過匯流箱匯集，與逆變器或站內(nèi)變壓器連接形成的子系統(tǒng)可稱為一個(gè)發(fā)電單元。太陽能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電單元效率計(jì)算公式為：

式中：PRSYS為太陽能發(fā)電單元效率（能效），%；ESYS,τ為時(shí)段太陽能發(fā)電單元輸出的總發(fā)電量，kWh；CISYS為太陽能發(fā)電單元安裝容量，kW；GSYS為時(shí)段太陽能發(fā)電單元光伏方陣傾斜面單位面積總輻照量，kWh/m2。

2.3 光伏組件效率

光伏組件（轉(zhuǎn)換）效率是指光伏組件最大功率與被測(cè)光伏組件標(biāo)稱總面積上標(biāo)準(zhǔn)條件下總輻照量的比值，計(jì)算公式為：

式中：ηout為光伏組件轉(zhuǎn)換效率，%；PMPP_STC為光伏組件最大功率，W；Aout為被測(cè)光伏組件標(biāo)稱總面積，m2。

2.4 逆變器效率

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的逆變器效率是逆變器交流輸出側(cè)實(shí)際輸出功率與直流輸入側(cè)實(shí)際輸入功率的比值，計(jì)算公式為：

式中：ηconv為光伏逆變器轉(zhuǎn)換效率，%；UAC,i為逆變器交流側(cè)電壓采樣瞬間值，i=1，2，3…N1，V；IAC,i為逆變器交流側(cè)電流采樣瞬間值，A；Δti為逆變器交流側(cè)連續(xù)兩個(gè)采樣點(diǎn)之間時(shí)間間隔，s；UDC,j為逆變器直流側(cè)電壓采樣瞬間值，j=1，2，3…M1，V；IDC,j為逆變器直流側(cè)電流采樣瞬間值，A；Δtj為逆變器直流側(cè)連續(xù)兩個(gè)采樣點(diǎn)之間的時(shí)間間隔；N1為逆變器交流側(cè)數(shù)據(jù)采樣點(diǎn)總數(shù)，采樣時(shí)間取1 min，個(gè)；M1逆為變器直流側(cè)數(shù)據(jù)采 樣 點(diǎn) 總 數(shù)，Δti×N1=Δtj×M1，采 樣 時(shí)間取1 min，個(gè)。

2.5 變壓器效率

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的站內(nèi)變壓器效率計(jì)算公式為：

式中：ηT為站內(nèi)變壓器效率，%；UAC1,i為站內(nèi)變壓器高壓側(cè)電壓采樣瞬時(shí)值，i=1，2，3…N2，V；IAC1,i為站內(nèi)變壓器高壓側(cè)電流采樣瞬時(shí)值，A；ΔTi為站內(nèi)變壓器高壓側(cè)連續(xù)兩個(gè)采樣點(diǎn)之間的時(shí)間間隔，s；UAC2,j為站內(nèi)變壓器低壓側(cè)電壓采樣瞬時(shí)值，j=1，2，3…M2，V；IAC2,j為站內(nèi)變壓器低壓側(cè)電流采樣瞬間值，A；ΔTj為站內(nèi)變壓器低壓側(cè)連續(xù)兩個(gè)采樣值之間的時(shí)間間隔；N2為站內(nèi)變壓器高壓側(cè)數(shù)據(jù)采樣點(diǎn)總數(shù)，采樣時(shí)間取1 min，個(gè)；M2為站內(nèi)變壓器低壓側(cè)數(shù)據(jù)采樣點(diǎn)總數(shù)，采樣時(shí)間取1 min，個(gè)。

2.6 線損率

1）光伏組串到匯流箱直流線損。按式（7）分別計(jì)算光伏組串到匯流箱（近、中、遠(yuǎn)）之間的直流線損率；取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)測(cè)試結(jié)果的平均值，即得到光伏組串到匯流箱之間平均直流線損率：

式中：Ldc1,loss為光伏組串到匯流箱線損率，%；Vzc為光伏組串輸出口直流電壓，V；Vhr為匯流箱輸入口直流電壓。

2）匯流箱到逆變器直流線損。按式（8）分別計(jì)算匯流箱到逆變器（近、中、遠(yuǎn)）之間的直流線損率；取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)測(cè)試結(jié)果的平均值，即得到匯流箱到逆變器之間平均直流線損率：

式中：Ldc2,loss為匯流箱到逆變器線損率，%；Vhc為匯流箱輸出口直流電壓，V；Vnr為逆變器輸入口直流電壓，V。

3）光伏組串到組串式逆變器直流線損。按式（9）分別計(jì)算光伏組串到組串式逆變器（近、中、遠(yuǎn)）之間的直流線損率；取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)測(cè)試結(jié)果的平均值，即得到光伏組串到組串式逆變器之間平均直流線損：

式中：Ldc3,loss為光伏組串到組串式逆變器線損率，%；Vnb為組串式逆變器輸入口直流電壓，V。

2.7 光伏組件串聯(lián)失配率

光伏組件串聯(lián)失配率是指被測(cè)光伏組串最大功率與被測(cè)光伏組串中所有光伏組件最大功率之和的比值，計(jì)算公式為：

式中：ηS為被測(cè)光伏組串串聯(lián)失配率，%；PS為被測(cè)光伏組串最大功率，W；n1為被測(cè)光伏組串中被測(cè)光伏組件總數(shù)，個(gè)；Pi為被測(cè)光伏組串中第i個(gè)被測(cè)光伏組件最大功率，i=1，2，3…n1，kW。

2.8 光伏組串并聯(lián)失配率

光伏組串并聯(lián)失配率是指被測(cè)匯流箱的最大功率與被測(cè)匯流箱中所有光伏組串最大功率之和的比值，計(jì)算公式為：

式中：ηc為光伏組串并聯(lián)失配率，%；Pc為被測(cè)匯流箱最大功率，W；n2為被測(cè)匯流箱中被測(cè)光伏組串總數(shù)，個(gè)；Psj為被測(cè)匯流箱中第j個(gè)被測(cè)光伏組串最大功率，j=1，2，3…n2，kW。

2.9 光伏組串一致性

1）電流偏差率。電流偏差率是指某光伏組串支路電流與匯流箱中全部光伏組串平均電流的差值與匯流箱中全部光伏組串平均電流的比值。

該項(xiàng)指標(biāo)的計(jì)算方法見式（12）、（13）：

式中：IAvg匯流箱中光伏組串平均電流，A；Ij第j個(gè)光伏組串支路電流，j=1，2，3…n2，A；Idj第j串光伏組串電流偏差率，%。

2）電壓偏差率。電壓偏差率是指光伏組串支路開路電壓與匯流箱中光伏組件平均開路電壓的差值與匯流箱中光伏組件平均開路電壓的比值。該項(xiàng)指標(biāo)的計(jì)算方法見式（14）、（15）：

式中：UAvg為匯流箱中光伏組串平均開路電壓，V；Uj為第j串光伏組串支路開路電壓，j=1，2，3…n2，V；Udj為第j個(gè)光伏組串電壓偏差率，%。

3 測(cè)試裝置方案

測(cè)點(diǎn)布置：太陽能發(fā)電單元測(cè)點(diǎn)布置見圖2，太陽能發(fā)電裝置測(cè)試模塊見圖3。

圖2 發(fā)電單元測(cè)點(diǎn)布置Fig.2 Layout of measuring points of power generation unit

圖3 太陽能發(fā)電裝置測(cè)試模塊Fig.3 The test module of solar power device

3.1 測(cè)試裝置組成

太陽能發(fā)電測(cè)試系統(tǒng)由被測(cè)系統(tǒng)和一體化測(cè)試裝置兩大部分構(gòu)成。其中，一體化測(cè)試裝置主要包括3個(gè)組成單元：數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)傳輸，太陽能發(fā)電系統(tǒng)一體化測(cè)試裝置組成結(jié)構(gòu)見圖4。

3.2 數(shù)據(jù)采集單元

3.2.1 數(shù)據(jù)采集方式

測(cè)試裝置所需測(cè)試的基礎(chǔ)參數(shù)主要分為三大類：氣象數(shù)據(jù)、電能數(shù)據(jù)、幾何數(shù)據(jù)，各項(xiàng)基礎(chǔ)參數(shù)主要通過相應(yīng)的測(cè)試儀器（傳感器等）實(shí)現(xiàn)信息的采集，同時(shí)利用儀表自身的存儲(chǔ)功能或?qū)崟r(shí)無線傳輸至服務(wù)器實(shí)現(xiàn)對(duì)所采集的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行實(shí)時(shí)讀取、存儲(chǔ)、計(jì)算等功能。

3.2.2 測(cè)試儀器選型

1）氣象數(shù)據(jù)測(cè)試儀器。太陽能發(fā)電系統(tǒng)氣象數(shù)據(jù)測(cè)試（采集）儀器應(yīng)符合GB/T 30153的要求，各裝置彼此之間應(yīng)保持時(shí)間同步，時(shí)間偏差應(yīng)小于10 μs，所需測(cè)試的氣象基礎(chǔ)數(shù)據(jù)測(cè)試儀器選擇標(biāo)準(zhǔn)見表1。

表1 氣象基礎(chǔ)數(shù)據(jù)測(cè)試儀器選擇標(biāo)準(zhǔn)Tab.1 Selection criteria of meteorological basic data testing instruments

2）電能數(shù)據(jù)測(cè)試儀器。太陽能發(fā)電系統(tǒng)所需測(cè)試的電能基礎(chǔ)數(shù)據(jù)測(cè)試儀器選擇標(biāo)準(zhǔn)見表2。

表2 電能基礎(chǔ)數(shù)據(jù)測(cè)試儀器選擇標(biāo)準(zhǔn)Tab.2 Selection standard of electric energy basic data testing instrument

3.3 數(shù)據(jù)傳輸單元

數(shù)據(jù)傳輸單元主要實(shí)現(xiàn)被測(cè)系統(tǒng)前端測(cè)試數(shù)據(jù)與終端設(shè)備（計(jì)算機(jī)）最終接收到的測(cè)試數(shù)據(jù)之間的傳輸過程和功能。測(cè)試儀器采集到的數(shù)據(jù)可直接保存在儀器中，也可采用LoRa方式通過無線方式傳輸送至服務(wù)器，或通過Rs485有線方式傳輸至服務(wù)器。正常工作時(shí)，測(cè)試儀根據(jù)設(shè)置好的存儲(chǔ)頻率保存數(shù)據(jù)，同時(shí)通過無線方式將數(shù)據(jù)傳送至服務(wù)器。若由于安裝位置限制，數(shù)據(jù)無法通過無線方式傳輸時(shí)，可在服務(wù)器靠近測(cè)試儀時(shí)，通過儀器上的按鍵無線傳出保存在儀器上的數(shù)據(jù)，也通過Rs485接口傳出數(shù)據(jù)。遠(yuǎn)程數(shù)據(jù)接收器與終端設(shè)備（計(jì)算機(jī)）有線連接，進(jìn)行數(shù)據(jù)的匯總、顯示與處理，如圖4所示。由于采樣率過高，所有數(shù)據(jù)傳送完侯再計(jì)算會(huì)有延遲，也增加了傳輸負(fù)擔(dān)，建議指標(biāo)直接在單片機(jī)中計(jì)算完后，只傳輸計(jì)算結(jié)果。

圖4 太陽能發(fā)電系統(tǒng)一體化測(cè)試裝置組成結(jié)構(gòu)Fig.4 The structure of integrated testing device for solar power system

3.4 數(shù)據(jù)處理單元

數(shù)據(jù)處理單元主要是對(duì)采集傳輸至終端設(shè)備（計(jì)算機(jī)）的測(cè)試數(shù)據(jù)進(jìn)行分析處理，完成系統(tǒng)能效評(píng)價(jià)指標(biāo)的分析計(jì)算過程，該過程主要通過計(jì)算機(jī)（工控機(jī)）與相應(yīng)的分析軟件相結(jié)合，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)各項(xiàng)能效評(píng)價(jià)指標(biāo)的分析計(jì)算、數(shù)據(jù)及計(jì)算結(jié)果的存儲(chǔ)和查詢等相關(guān)操作。

4 現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試及應(yīng)用

4.1 測(cè)試準(zhǔn)備

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的測(cè)試準(zhǔn)備工作主要包括：測(cè)試負(fù)責(zé)人應(yīng)由有測(cè)試經(jīng)驗(yàn)的專業(yè)人員擔(dān)任，測(cè)試過程中測(cè)試人員不宜變動(dòng)。應(yīng)根據(jù)被測(cè)系統(tǒng)及測(cè)試現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況制定具體的測(cè)試方案，測(cè)試方案應(yīng)包括且不限于以下資料：測(cè)試任務(wù)和要求；測(cè)試項(xiàng)目；測(cè)點(diǎn)布置與測(cè)試儀器；人員組織與分工；測(cè)試進(jìn)度安排。測(cè)試前后應(yīng)檢查所用儀器，測(cè)量?jī)x器儀表應(yīng)定期檢定或校準(zhǔn)且應(yīng)具備法定計(jì)量部門出具的檢定合格證。應(yīng)按測(cè)試方案安裝測(cè)試儀器。應(yīng)全面檢查機(jī)組、系統(tǒng)各部件的運(yùn)行狀況是否正常，是否具備測(cè)試條件。正式測(cè)試前宜進(jìn)行預(yù)備性測(cè)試，以全面檢查儀器是否正常工作。

4.2 測(cè)試基本要求

太陽能發(fā)電系統(tǒng)的測(cè)試基本要求包括：在進(jìn)行太陽能發(fā)電站效率的測(cè)試工作前，應(yīng)搜集太陽能發(fā)電站基本信息；測(cè)試現(xiàn)場(chǎng)的人員安全要求應(yīng)符合GB 26860電業(yè)安全工作規(guī)程中發(fā)電廠和變電站電氣部分的規(guī)定；測(cè)試應(yīng)選擇晴天少云的天氣；測(cè)試周期應(yīng)至少覆蓋一個(gè)日歷天；測(cè)試所用的儀器、儀表型式及準(zhǔn)確度應(yīng)符合相關(guān)要求。

4.3 測(cè)試方法

4.3.1 系統(tǒng)效率測(cè)試

系統(tǒng)效率的測(cè)試裝置應(yīng)包括氣象數(shù)據(jù)采集和太陽能發(fā)電站發(fā)電量采集兩部分。各裝置彼此之間應(yīng)保持時(shí)間同步，時(shí)間偏差應(yīng)小于10 μs；在光伏方陣中安裝氣象數(shù)據(jù)采集裝置，測(cè)量光伏組件表面接收輻照度；在太陽能發(fā)電站交流輸出側(cè)測(cè)量太陽能發(fā)電站出口側(cè)關(guān)口表發(fā)電量、除站內(nèi)用電外就地消納的電量及為維持電站運(yùn)行消耗的取自電網(wǎng)的電量。

4.3.2 太陽能發(fā)電單元效率測(cè)試

系統(tǒng)綜合效率的測(cè)試裝置應(yīng)包括氣象數(shù)據(jù)采集和太陽能發(fā)電站發(fā)電量采集兩部分。各裝置彼此之間應(yīng)保持時(shí)間同步，時(shí)間偏差應(yīng)小于10 μs。在太陽能發(fā)電單元光伏方陣中安裝氣象數(shù)據(jù)采集裝置，照度計(jì)應(yīng)與被測(cè)光伏組件所在光伏方陣同傾角位置擺放，測(cè)量光伏組件表面接收輻照度；在太陽能發(fā)電單元交流輸出側(cè)測(cè)量太陽能發(fā)電單元發(fā)電量。

4.3.3 伏組件轉(zhuǎn)換效率測(cè)試

溫度測(cè)量裝置測(cè)量精度達(dá)到±0.5℃，時(shí)間響應(yīng)不超過1 s。光伏組件效率測(cè)試包括光伏組件轉(zhuǎn)換效率、積塵損失率兩項(xiàng)測(cè)試，步驟如下：斷開被測(cè)光伏組件所在組串的主回路；記錄被選光伏組件的基本參數(shù)與生產(chǎn)批號(hào)并清潔處理；將被測(cè)光伏組件的溫度預(yù)處理到25±1℃；利用光伏組件最大功率測(cè)試裝置測(cè)試光伏組件I-V數(shù)據(jù)，晶硅組件測(cè)試按GB/T 9535進(jìn)行，薄膜組件測(cè)試應(yīng)按GB/T 18911進(jìn)行。

4.3.4 逆變器效率測(cè)試

對(duì)組串式逆變器效率測(cè)試，應(yīng)具備多路MPPT同步測(cè)試全部支路的功能；對(duì)集散式光伏逆變器效率測(cè)試，應(yīng)具備DC-DC和DC-AC轉(zhuǎn)換效率測(cè)試功能；分別在光伏逆變器的交流側(cè)和直流側(cè)接入數(shù)據(jù)采集裝置；測(cè)量并記錄光伏逆變器的直流輸入電壓、直流輸入電流、交流輸出電壓和交流輸出電流；給出實(shí)際輸出功率與交流額定功率之比為5%、10%、20%、25%、30%、50%、75%、100%（可選）時(shí)的轉(zhuǎn)換效率值，每個(gè)功率點(diǎn)記錄時(shí)間不應(yīng)小于10 min。

4.3.5 變壓器效率測(cè)試

太陽能發(fā)電站主變壓器的測(cè)試可采用站內(nèi)安裝的電壓、電流互感器在主變壓器二次側(cè)進(jìn)行數(shù)據(jù)采集；斷開被測(cè)站內(nèi)變壓器斷路器，測(cè)試前檢查變壓器是否帶電，確保設(shè)備完全斷電；分別在站內(nèi)變壓器低壓側(cè)和高壓側(cè)接入數(shù)據(jù)采集裝置；測(cè)量并記錄站內(nèi)變壓器低壓側(cè)和高壓側(cè)的交流輸出電壓和交流輸出電流；給出實(shí)際輸出功率與交流額定功率之比為5%、10%、20%、25%、30%、50%、75%、100%（可選）時(shí)的轉(zhuǎn)換效率值，每個(gè)功率點(diǎn)記錄時(shí)間不應(yīng)小于10 min。

4.3.6 線損率測(cè)試

1）光伏組串到匯流箱線損測(cè)試步驟如下：從選定匯流箱所對(duì)應(yīng)的光伏組串中抽取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)組串進(jìn)行測(cè)試；采用線損測(cè)試裝置同時(shí)測(cè)試光伏組串輸出口直流電壓和匯流箱輸入口直流電壓。

2）匯流箱到逆變器線損的測(cè)試步驟如下：從選定的光伏逆變器所對(duì)應(yīng)的匯流箱中抽取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)光伏組串進(jìn)行測(cè)試；采用線損測(cè)試裝置同時(shí)測(cè)試匯流箱輸出口直流電壓和逆變器輸入口直流電壓。

3）光伏組串到組串式逆變器線損的測(cè)試步驟如下：從抽樣組串式逆變器所對(duì)應(yīng)的光伏組串中抽取近、中、遠(yuǎn)三個(gè)光伏組串進(jìn)行測(cè)試；采用線損測(cè)試裝置同時(shí)測(cè)試光伏組串輸出口直流電壓和組串式逆變器輸入口直流電壓。

4.3.7 光伏組件串聯(lián)失配率測(cè)試

測(cè)試應(yīng)選擇晴天少云的天氣，輻照度宜不低于600 W/m2；斷開被測(cè)光伏組串的主回；將同步在線測(cè)試裝置分別連接到被測(cè)光伏組串中全部光伏組件及光伏組串輸出測(cè)；恢復(fù)光伏組串的主回路，測(cè)試并記錄被測(cè)光伏組件和光伏組串最大功率。

4.3.8 光伏組串并聯(lián)失配率測(cè)試

測(cè)試應(yīng)選擇晴天少云的天氣，輻照度宜不低于600 W/m2；斷開被測(cè)光伏匯流箱的主回路；將同步在線測(cè)試裝置分別連接到被測(cè)光伏匯流箱的輸入、輸出側(cè)，輸入測(cè)應(yīng)連接匯流箱中全部光伏組串；恢復(fù)光伏匯流箱的主回路，測(cè)試并記錄被測(cè)光伏組串和光伏匯流箱的最大功率。

4.3.9 光伏組串一致性測(cè)試

斷開被測(cè)光伏匯流箱的主回路；將同步在線測(cè)試裝置分別連接到被測(cè)光伏匯流箱的輸入、輸出側(cè)，輸入測(cè)應(yīng)連接匯流箱中全部光伏組串；恢復(fù)光伏匯流箱的主回路，測(cè)試并記錄被測(cè)光伏組串工作電流值及開路電壓值。

5 結(jié)束語

通過對(duì)太陽能發(fā)電系統(tǒng)裝置的研究，分析了太陽能發(fā)電系統(tǒng)的組件構(gòu)成，結(jié)合目前油田能耗系統(tǒng)的測(cè)試和評(píng)價(jià)技術(shù)，給出了太陽能發(fā)電系統(tǒng)裝置各組件的運(yùn)行效率和計(jì)算方法。根據(jù)測(cè)試參數(shù)研制一套太陽能測(cè)試評(píng)價(jià)裝置，以便分析太陽能發(fā)電系統(tǒng)的效率和系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，為后續(xù)太陽能發(fā)電裝置的建設(shè)提供現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)。