中國南方電網(wǎng)有限責任公司企業(yè)標準光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范2025-03-25發(fā)布中國南方電網(wǎng)有限責任公司發(fā)布 1范圍 32規(guī)范性引用文件 33術(shù)語和定義 44光伏發(fā)電站有功功率 55光伏發(fā)電站無功功率與電壓控制 6光伏發(fā)電站故障電壓穿越 87光伏發(fā)電站運行適應性 8光伏發(fā)電站功率預測 9光伏發(fā)電站電能質(zhì)量 10光伏發(fā)電站二次系統(tǒng) 11光伏發(fā)電站仿真模型和參數(shù)管理 12光伏發(fā)電站并網(wǎng)驗收與測試評價 附錄B控制系統(tǒng)響應性能指標說明 附錄D開放整定型故障穿越關(guān)鍵參數(shù)及控制軟件版本管理功能 23中心、海南電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、云南電力試驗集團、廣東電古庭赟、卓毅鑫、劉瑞彩、翁毅選、趙宏偉、鄧卓明。其中第1-3章志、黃磊主要編寫，第4、5章節(jié)由聶涌泉、樓楠、馬騫、朱益華、凌武能、何廷一、曾丕江、吳應雙主要編寫，第6-7章節(jié)由馬騫、朱益華、蘇寅生、羅超、曾冠銘、李鵬、盧偉艷、劉宇嫣、顧浩瀚、黃磊主要編寫，第8章節(jié)由鄧韋斯、馬騫、李鵬、蘇寅生、薔、袁泉、古庭赟、孫志媛主要編寫，第9-10章節(jié)由伍雙喜、程冰、聶涌泉、黃強、曹揚、劉千寬、卓毅鑫、盧偉輝、朱譽、張丹、馬覃峰主要編寫，第11-12章節(jié)由馬騫、李本文件為修訂，正式頒發(fā)后，原2014年版本作廢。本文件在執(zhí)行過程中的意見或建議反饋至中國南方電網(wǎng)有限責任公司輸配區(qū)科翔路11號南網(wǎng)科研基地，510663)。本文件規(guī)定了并入南方電網(wǎng)運行的光伏發(fā)電站應滿足的技術(shù)要求。本文件適用于通過10kV以上電壓等級并入南方電網(wǎng)的新建、改建和擴建集中式光伏發(fā)電站。分布式光伏、通過其他電壓等級并入南方電網(wǎng)的光伏發(fā)電站可根據(jù)實際接入系統(tǒng)情況，參照本文件執(zhí)行。配置儲能的光伏發(fā)電站參照執(zhí)行。2規(guī)范性引用文件下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)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。電能質(zhì)量電能質(zhì)量電能質(zhì)量電能質(zhì)量電能質(zhì)量供電電壓偏差電壓波動和閃變公用電網(wǎng)諧波三相電壓不平衡電力系統(tǒng)頻率偏差0.2S級和0.5S級靜止式交流有功電度表信息安全技術(shù)網(wǎng)絡安全等級保護基本要求電能質(zhì)量監(jiān)測設(shè)備通用要求光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定電能質(zhì)量公用電網(wǎng)間諧波光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術(shù)要求電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則光伏發(fā)電站無功補償技術(shù)規(guī)范電網(wǎng)運行準則光伏發(fā)電站繼電保護技術(shù)規(guī)范分布式電源并網(wǎng)繼電保護技術(shù)規(guī)范電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡安全防護導則光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器檢測技術(shù)規(guī)范光伏發(fā)電站功率控制系統(tǒng)技術(shù)要求電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定計算規(guī)范電力系統(tǒng)網(wǎng)源協(xié)調(diào)技術(shù)導則并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)定及試驗導則新能源場站調(diào)度運行信息交換技術(shù)要求調(diào)度側(cè)風電或光伏功率預測系統(tǒng)技術(shù)要求光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范并網(wǎng)電源涉網(wǎng)保護技術(shù)要求電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計規(guī)程電能計量裝置技術(shù)管理規(guī)定多功能電能表多功能電能表通信協(xié)議并網(wǎng)風電場繼電保護配置及整定技術(shù)規(guī)范電站的輸出匯總點。并網(wǎng)點的定義可參見附以輻照度、功率或數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)等信息作為模型的輸入，結(jié)合光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)備狀態(tài)及運行工光伏發(fā)電站次日零時起到未來240h的有功功率預測，時間分辨率為15min。光伏發(fā)電站次日零時起到未來72h的有功功率預測，時間分辨率為15min。光伏發(fā)電站未來15min到4h的有功功率預測，時間分辨率為15min。光伏發(fā)電站輸入到并網(wǎng)點的無功功率。一定時間間隔內(nèi)，光伏發(fā)電站有功功率最大值與最小值之差。包含負荷和電源的部分電網(wǎng)，從主網(wǎng)脫離后繼續(xù)孤立運行的狀態(tài)。孤島可分為非計劃性孤島現(xiàn)象和計劃性孤島現(xiàn)象。注：非計劃性孤島現(xiàn)象指的是非計劃、不受控地發(fā)生孤島現(xiàn)象。計劃性孤島現(xiàn)象指的是按預先配置的控制策略，有計劃地發(fā)生孤島現(xiàn)象。防止非計劃性孤島現(xiàn)象的發(fā)生。光伏發(fā)電站低電壓穿越undervoltageridethroughofPVpowerstation當電力系統(tǒng)事故或擾動引起并網(wǎng)點電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內(nèi)，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。當電力系統(tǒng)事故或擾動引起并網(wǎng)點電壓升高時，在一定的電壓升高范圍和時間間隔內(nèi)，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。光伏發(fā)電站低電壓或高電壓穿越期間向電力系統(tǒng)注入或吸收的無功電流相對于電壓跌落或升高前向電力系統(tǒng)注入或吸收無功電流的變化量。注：動態(tài)無功電流均指容性無功電流。光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流上升時間risetimeofPVpowerstationdynami自并網(wǎng)點電壓升高或降低達到觸發(fā)設(shè)定值開始，直到光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流實際輸出值的變化量達到控制目標值與初始值之差的90%所需的時間。光伏發(fā)電站并網(wǎng)點短路容量對光伏發(fā)電站額定容量之比。光伏發(fā)電站短路比的計算，應考慮其他光伏發(fā)電站及其他同類電源對短路比折減的影響。注：光伏逆變器短路比可類比光伏發(fā)電站定義的短路比。4光伏發(fā)電站有功功率4.1基本要求4.1.1光伏發(fā)電站應具備參與電力系統(tǒng)的調(diào)頻和調(diào)峰的能力，并符合GB38755、GB/T31464、GB/T405944.1.2光伏發(fā)電站應配置有功功率控制系統(tǒng)，具備有功功率連續(xù)平滑調(diào)節(jié)的能力，并能夠參與系統(tǒng)有功功率控制。4.1.3光伏發(fā)電站有功功率控制系統(tǒng)的控制模式應至少包含有功功率限值控制、有出，有功功率控制的響應時間和控制精度應符合GB/T40289的相關(guān)規(guī)定。4.1.4光伏發(fā)電站應具有接收電網(wǎng)調(diào)度自動化主站系統(tǒng)下發(fā)有功發(fā)電計劃曲線的功4.1.5光伏發(fā)電站應具備電力調(diào)度機構(gòu)AGC進行“直采直控”的能力，信息采集與控制指令均按照Q/CSG110006的要求與調(diào)度主站系統(tǒng)交互。光伏發(fā)電站側(cè)AGC應符合Q4.2正常運行情況下有功功率變化4.2.1在光伏發(fā)電站并網(wǎng)、正常停機以及太陽能輻照度增長過程中，光伏發(fā)電站的有功功率變化速率應構(gòu)確定，宜為10%額定容量/min。當太陽能輻照度快速降低時，光伏發(fā)電站有功功率變化速率允許超出4.3緊急控制4.3.1在電力系統(tǒng)事故或緊急情況下，光伏發(fā)電站應按照電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)的指令緊急降低有功功率a)電力系統(tǒng)事故或特殊運行方式下按照b)當電力系統(tǒng)頻率高于50.2Hz時，按照電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)指令降低光伏發(fā)電站有功功率，嚴重情況c)若光伏發(fā)電站的運行危及電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)按規(guī)4.3.2事故處理完畢，電力系統(tǒng)恢復正常運行狀態(tài)后，光伏發(fā)電站應按調(diào)度指令并網(wǎng)運行。4.4一次調(diào)頻4.4.1光伏發(fā)電站應具備快速控制自身有功功率，提供一次調(diào)頻的功能。光伏發(fā)電合GB/T40594、GB/T40595的規(guī)定，可根據(jù)電力系統(tǒng)運行實際需要啟用與停用一次調(diào)頻功能，啟用與4.4.2光伏發(fā)電站參與電力系統(tǒng)一次調(diào)頻時應能實現(xiàn)有功功率的連續(xù)平滑調(diào)節(jié)。4.4.3光伏發(fā)電站應設(shè)置一次調(diào)頻啟用狀態(tài)信號、動作狀態(tài)信號，并將信號上傳至調(diào)度監(jiān)控系統(tǒng)。4.4.4光伏發(fā)電站有功功率控制系統(tǒng)及AGC指令應與光伏發(fā)電站一次調(diào)頻相協(xié)調(diào)。原則上一次調(diào)頻優(yōu)先級高于AGC。功功率變化量△Pt應滿足公式(1)。4.4.7當電力系統(tǒng)頻率大于50Hz時，光伏發(fā)電站有功功率減少的幅值限制宜不小于10%額定有功功率。4.4.8當電力系統(tǒng)頻率小于50Hz時，光伏發(fā)電站有功功率增加的幅值限制宜不小于6%額定有功功率。4.4.9一次調(diào)頻響應滯后時間應不大于1s,一次調(diào)頻上升時間應不大于5s,一次調(diào)頻調(diào)節(jié)時間應不大于15s,一次調(diào)頻達到穩(wěn)定時的光伏發(fā)電站有功功率調(diào)節(jié)允許偏差應不超過±1%PN。5.1.1光伏發(fā)電站的無功電源包括光伏并網(wǎng)逆變器及光伏發(fā)電站無功補償裝置。5.1.2光伏發(fā)電站安裝的并網(wǎng)逆變器應滿足額定有功出力下功率因數(shù)在超前0.95～滯后0.95的范圍內(nèi)動態(tài)可調(diào)，并應滿足在圖1所示矩形框內(nèi)動態(tài)可調(diào)。其中動態(tài)無功補償裝置的容量宜不小于總補償容量的50%。5.2.1光伏發(fā)電站的無功容量應按照分層分區(qū)基本平衡的原則進的要求。5.3.2光伏發(fā)電站內(nèi)動態(tài)無功補償裝置應按照下表1中的要求運行。并網(wǎng)點電壓標幺值Ut(標稱電壓為基準)運行時間不少于光伏發(fā)電站低電壓穿越連續(xù)運行時間不少于光伏發(fā)電站高電壓穿越連續(xù)運行時間5.4.1光伏發(fā)電站應具備無功功率調(diào)節(jié)及電壓控制能力，并應符合GB/T31464和GB/T40594的相關(guān)5.4.2光伏發(fā)電站應配置無功/電壓控制系統(tǒng)，系統(tǒng)應具備定電壓控制、定功率因數(shù)控制和定無功功率控制等控制模式以及在線切換控制模式的功能。5.4.3光伏發(fā)電站的主變壓器宜采用有載調(diào)壓變壓器。5.4.4光伏發(fā)電站無功電壓控制系統(tǒng)應能自動接收電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)下發(fā)的并網(wǎng)點電壓值、功率因數(shù)值或無功功率值，通過協(xié)調(diào)控制光伏逆變器和無功補償裝置的無功輸出，以及主變壓器分接頭位置，實現(xiàn)對并網(wǎng)點電壓的控制，其響應時間和控制精度應符合GB/T29321的相關(guān)規(guī)定。5.4.5當系統(tǒng)電壓處于正常范圍內(nèi)時，通過35kV～110kV電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應能夠控制光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓在標稱電壓的97%～107%范圍內(nèi)。5.4.6當系統(tǒng)電壓處于正常范圍內(nèi)時，通過220kV及以上電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應能夠控制光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓在標稱電壓的100%～110%范圍內(nèi)。6光伏發(fā)電站故障電壓穿越6.1低電壓穿越6.1.1基本要求新建、改建、擴建的光伏發(fā)電站應具備低電壓穿越能力。在電壓考核范圍內(nèi)，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器應保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。光伏發(fā)電站內(nèi)無功補償?shù)仍O(shè)備在故障期間的響應應不惡化電網(wǎng)電壓水平。圖2為光伏發(fā)電站應滿足的低電壓穿越要求。a)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌至0時，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應不脫網(wǎng)連續(xù)運行0.15s;b)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌至標稱電壓的20%時，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應能夠不脫網(wǎng)連續(xù)運行625ms;c)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌至標稱電壓的20%以上至90%時，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應能在圖2所示的陰影區(qū)域內(nèi)不脫網(wǎng)連續(xù)運行。d)光伏發(fā)電站內(nèi)光伏發(fā)電單元、動態(tài)無功補償裝置等設(shè)備在低電壓穿越期間應提供連續(xù)的無功電流支撐能力，且不惡化系統(tǒng)電壓水平；光伏發(fā)電單元在低電壓穿越期間有功電流應盡量維持故障前水平。光伏發(fā)電單元進入低電壓穿越期間，逆變器停止向電網(wǎng)輸出電流的總時間不得超過5ms;退出低電壓穿越至恢復穩(wěn)態(tài)輸出期間，逆變器向電網(wǎng)停止輸出電流的總時間不得超過5ms。電壓輪廓線電壓輪廓線光伏逆變器和無功補償裝置可以從電網(wǎng)切出電網(wǎng)故障引起的電壓跌落圖2光伏發(fā)電站的低電壓穿越能力要求6.1.2故障類型及考核電壓電力系統(tǒng)發(fā)生不同類型故障時，若光伏發(fā)電站并網(wǎng)點考核電壓全部在圖2中電壓輪廓線及以上的區(qū)域內(nèi)，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。針對不同故障類型的考核電壓如表2所示。圖2中的電壓均指光伏發(fā)電站并網(wǎng)點基波電壓有效值。9相角突變，當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓位于圖2陰影范圍內(nèi)時，光伏發(fā)電單元、動態(tài)無功補償裝置均不應故障類型并網(wǎng)點線電壓并網(wǎng)點線電壓并網(wǎng)點相電壓6.1.3對稱故障動態(tài)無功支撐能力a)當電力系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障，并網(wǎng)點電壓基波正序分量低于標稱電壓的90%時，光伏發(fā)電b)光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流增量應響應并網(wǎng)點電壓變化，并應滿足公式(2):K?——光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流比例系數(shù)，K?取值范圍一般為1.5~3,應根據(jù)接入電力系統(tǒng)實際情況確定。K?為光伏發(fā)電站全站動態(tài)無功電流增量系數(shù)，應根據(jù)K?確定站內(nèi)各光伏逆變器、動態(tài)無功補Ut——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓標幺值，單位為標幺值(pu);In——光伏發(fā)電站額定電流，單位為安(A)的1.05倍。d)自光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌落至90%Un時刻起，光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流上升時間不大于30ms。自光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓恢復至90%Un以上時刻起，光伏發(fā)電站應在30ms內(nèi)退出動態(tài)無功電流增量(無功電流恢復至穩(wěn)態(tài)值的±5%△I+范圍內(nèi)，可判中扣除箱變勵磁涌流的非周期分量影響)。自光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌落至90%Un時刻30ms以后及并網(wǎng)點電壓恢復時刻30ms以后，光伏逆變器輸出的動態(tài)無功電流允許偏差應不超過±10%In。光伏逆變器無功電流的驗證方法應滿足GB/T37408和GB/T37409的要求。功電流支撐能力，正、負序分量計算方法應滿足GB/T36995的要求。具體要求如下：a)當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓基波正序分量在標稱電壓的60%～90%時，光伏發(fā)電站向電力系統(tǒng)輸出無功電流應為電壓跌落前正常運行時的輸出無功電流Io與正序動態(tài)無功電流增量△+之和，從電網(wǎng)吸收△——光伏發(fā)電站吸收的負序動態(tài)無功電流增量，單位為安(A);K?——光伏發(fā)電站動態(tài)負序無功電流比例系數(shù)；U++——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓正序分量標幺值，單位為標幺值(pu);U——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓負序分量標幺值，單位為標幺值(pu);IN——光伏發(fā)電站額定電流，單位為安(A)。b)動態(tài)正、負序無功電流比例系數(shù)K??、K?一般不小于1.0,應根據(jù)電力系統(tǒng)實際情況確定。K?+、K?為光伏發(fā)電站全站正、負序動態(tài)無功電流增量系數(shù)，應根據(jù)K??、K?確定站內(nèi)各光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置的正、負序動態(tài)無功電流比例系數(shù)K2-PV、K?-PV、K?-SVG'、K2-SVG。c)光伏發(fā)電站正、負序動態(tài)無功電流上升時間應不大于30ms。d)并網(wǎng)點電壓跌落期間，光伏發(fā)電站無功電流的最大輸出能力應不低于光伏發(fā)電站額定電流In的1.05倍。e)當并網(wǎng)點電壓正序分量小于標稱電壓的60%時，光伏發(fā)電站宜根據(jù)光伏逆變器和無功補償裝置的實際控制能力以及光伏發(fā)電站接入的電網(wǎng)條件，在不助增并網(wǎng)點電壓不平衡度的前提下，向電網(wǎng)注入正序動態(tài)無功電流并從電網(wǎng)吸收負序動態(tài)無功電流。f)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌落至90%Un時刻30ms以后，光伏逆變器輸出的動態(tài)無功電流的允許偏差應不超過±10%In。光伏逆變器無功電流的驗證方法應滿足GB/T37408和GB/T37409的要求。6.1.5有功控制能力a)在進入、退出故障穿越時刻及故障穿越期間，沒有脫網(wǎng)的光伏逆變器輸出有功電流應取下列條——在滿足動態(tài)無功支撐能力的前提下，光伏逆變器可輸出的最大有功電流值；——故障前光伏逆變器輸出的有功電流值。b)自光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌落至90%Un時刻起，光伏逆變器有功電流穩(wěn)定輸出的響應時間應不大于60ms。光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌落至90%U、時刻60ms以后，以及并網(wǎng)點電壓恢復至90%Un時刻60ms以后，光伏逆變器輸出的有功電流允許偏差應控制在±10%In以內(nèi)。光伏逆變器有功電流的驗證方法應滿足GB/T37408和GB/T37409的要求。c)沒有脫網(wǎng)的光伏發(fā)電站，其有功功率在故障清除后應快速恢復至正常發(fā)電狀態(tài)，恢復速率范圍應至少為10%~100%P?/秒，具體恢復速率應基于實際電網(wǎng)情況，根據(jù)電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)的安排進行設(shè)d)系統(tǒng)穩(wěn)定需要時，低電壓穿越期間及恢復后的有功控制要求應基于實際電網(wǎng)情況，根據(jù)電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)的安排進行設(shè)定。6.2高電壓穿越6.2.1基本要求新建、改建、擴建的光伏發(fā)電站應具備高電壓穿越能力。在電壓考核范圍內(nèi)，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器應保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。光伏發(fā)電站內(nèi)無功補償?shù)绕渌O(shè)備在故障期間的響應應不惡化電網(wǎng)電壓水平。接入110kV及以上電網(wǎng)的光伏發(fā)電站內(nèi)動態(tài)無功補償裝置宜具備不低于電站內(nèi)光伏逆變器設(shè)備的高電壓穿越能力。當電力系統(tǒng)發(fā)生故障導致光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓升高時，光伏發(fā)電站應具備圖3所示的高電壓穿越能力，圖3中的電壓指光伏發(fā)電站并網(wǎng)點基波電壓有效值。具體要求如下：a)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓升高至標稱電壓的125%～130%之間時，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行500ms。b)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓升高至標稱電壓的120%～125%之間時，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行1s。c)光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓升高至標稱電壓的110%～120%之間時，光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行10s。e)光伏發(fā)電站內(nèi)光伏發(fā)電單元、動態(tài)無功補償裝置等設(shè)備在高電壓穿越期間應提供連續(xù)的無功電11流支撐能力，且不惡化系統(tǒng)電壓水平。光伏發(fā)電單元在高電壓穿越期間有功功率應盡量維持在故障前水平。d)光伏發(fā)電單元進入高電壓穿越期間，逆變器停止向電網(wǎng)輸出電流的總時間不得超過5ms;退出高電壓穿越至恢復穩(wěn)態(tài)輸出期間，逆變器向電網(wǎng)停止輸出電流的總時間不得超過5ms。e)光伏發(fā)電站應合理設(shè)計場內(nèi)光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置等設(shè)備的過電壓耐受能力，確保光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓在圖3的不脫網(wǎng)連續(xù)運行區(qū)內(nèi)運行時，光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置等設(shè)備均可靠運行。網(wǎng)點電壓(pu網(wǎng)點電壓(pu)電壓輪廓線光伏逆變器和無功補償裝置可以從電網(wǎng)切出要求光伏逆變器和無功補償裝置不脫網(wǎng)連續(xù)運行圖3光伏發(fā)電站的高電壓穿越能力要求6.2.2動態(tài)無功支撐能力當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓升高時，光伏發(fā)電站應具有動態(tài)無功支撐能力，具體要求如下：a)當并網(wǎng)點電壓基波正序分量在標稱電壓的110%～130%之間時，光伏發(fā)電站向電網(wǎng)注入的無功電流應為電壓升高前正常運行時的無功電流輸出值I?與動態(tài)無功電流增量△I+之差，動態(tài)無功電流增量應響應并網(wǎng)點電壓變化，并應滿足公式(4):A——光伏發(fā)電站吸收的動態(tài)無功電流增量，單位為安(A);U——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓標幺值，單位為標幺值(pu);In——光伏發(fā)電站額定電流，單位為安(A);K?光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流比例系數(shù)。K?為光伏發(fā)電站全站動態(tài)無功電流比例系數(shù)，應根據(jù)K?確定站內(nèi)各光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置的動態(tài)無功電流比例系數(shù)K?-Pv及K?-SVG;b)光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流比例系數(shù)K?宜大于1.5,應根據(jù)接入電力系統(tǒng)實際情況確定。c)光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流上升時間應不大于30ms。d)并網(wǎng)點電壓高于110%Un期間，光伏發(fā)電站無功電流的最大輸出能力應不低于光伏發(fā)電站額定電流I的1.05倍。e)自并網(wǎng)點電壓恢復至標稱電壓的110%以下時刻起，光伏發(fā)電站應在30ms內(nèi)退出動態(tài)無功電流增量(無功電流恢復至穩(wěn)態(tài)值的±5%IN范圍內(nèi)，可判定為已退出動態(tài)無功電流增量；無功電流計算中扣除箱變勵磁涌流的非周期分量影響)。自并網(wǎng)點電壓高于110%Un時刻30ms以后，光伏逆變器輸出的動態(tài)無功電流允許偏差應不超過10%In。光伏逆變器無功電流的驗證方法應滿足GB/T37408和GB/T37409的要求。6.2.3有功控制能力a)在進入、退出故障穿越時刻及故障穿越期間，沒有脫網(wǎng)的光伏逆變器輸出有功功率應取下列條件中的最小值：——在滿足動態(tài)無功支撐能力的前提下，光伏逆變器和儲能系統(tǒng)(如有配置)可輸出的最大有功功——故障前光伏逆變器輸出的有功功率值a)并網(wǎng)點電壓恢復正常后，光伏逆變器輸出的有功功率應平滑地恢復至故障前水平，有功恢復速率范圍應至少為10%~100%P?v/s。b)自光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓高于110%Un時刻起，光伏逆變器有功電流穩(wěn)定輸出的調(diào)節(jié)時間應不大于60ms。并網(wǎng)點電壓高于110%Un時刻60ms以后，以及并網(wǎng)點電壓恢復降至110%Un時刻60ms以后，光伏逆變器輸出的有功電流允許偏差應不超過±10%。c)光伏逆變器輸出有功功率的驗證方法應滿足GB/T37408和GB/T37409的要求。d)系統(tǒng)穩(wěn)定需要時，高電壓穿越期間及恢復后的有功控制要求應基于實際電網(wǎng)情況，根據(jù)電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)的安排進行設(shè)定。6.2.4故障類型及考核電壓對于對稱與不對稱故障，高電壓穿越應考核并網(wǎng)點線電壓。對于高壓直流輸電系統(tǒng)近區(qū)的光伏發(fā)電站，其高電壓穿越要求應結(jié)合光伏發(fā)電站實際接入系統(tǒng)的仿真分析情況確定。圖3中的電壓均指基波有效值。6.3連續(xù)穿越6.3.1連續(xù)低電壓穿越光伏發(fā)電站應按照圖4的規(guī)定，具備至少承受連續(xù)兩次低電壓穿越的能力，兩次低電壓穿越之間的時間間隔參考其送出線路及接入電力系統(tǒng)的故障重合閘動作時間，可選取0.2s~2s。兩次電壓跌落的幅度和時間應滿足6.1的要求。光伏逆變器連續(xù)進入低電壓穿越的時間，應結(jié)合系統(tǒng)低頻振蕩頻率段范圍及逆變器低電壓穿越期間的功率控制邏輯，進行仿真校核，確保不因逆變器連續(xù)進入低電壓穿越導致的有功功率波動引發(fā)系統(tǒng)低頻振蕩。時們/s圖4光伏發(fā)電站的連續(xù)低穿越能力要求6.3.2連續(xù)低-高電壓穿越接入特高壓直流送端近區(qū)的光伏發(fā)電站應具備連續(xù)低-高電壓穿越能力，連續(xù)低-高電壓穿越能力。具體要求如下：a)光伏發(fā)電站應具備低電壓穿越后立即高電壓穿越的能力；b)光伏發(fā)電站應具備至少連續(xù)三次低-高電壓穿越的能力；c)圖3中的電壓均指基波有效值。7光伏發(fā)電站運行適應性7.1電壓適應性光伏發(fā)電站在表3所示并網(wǎng)點電壓范圍內(nèi)應能按規(guī)定運行。電壓范圍當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點的諧波值滿足GB/T14549、三相電壓不平衡足GB/T24337的規(guī)定時，光伏發(fā)電站應能正常運行。7.3.1光伏發(fā)電站應在表4所示電力系統(tǒng)頻率范圍內(nèi)按規(guī)定運行。對于異步互聯(lián)的云南電網(wǎng)頻率范圍按表5執(zhí)行。電力系統(tǒng)頻率范圍根據(jù)光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器允許運行的最低頻率而定。每次頻率低于47Hz高于46.5Hz時要求光伏發(fā)電站具有至少運行5s的能力。每次頻率低于47.5Hz高于47Hz時要求光伏發(fā)電站具有至少運行20s的能力。每次頻率低于48Hz高于47.5Hz時要求光伏發(fā)電站具有至少運行60s的能力。每次頻率低于48.5Hz高于48Hz時要求光伏發(fā)電站具有至少運行30min的能力。連續(xù)運行。每次頻率高于50.5Hz低于51Hz時，要求光伏發(fā)電站具有至少根據(jù)光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器允許運行的最高頻率而定。電力系統(tǒng)頻率范圍連續(xù)運行。根據(jù)光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器允許運行的最高頻率而定。7.3.2光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應在以下系統(tǒng)頻率變化率范圍內(nèi)不脫網(wǎng)連續(xù)運行：7.4.1光伏發(fā)電站內(nèi)的光伏逆變器和無功補償裝置應符合GB/T40594的要求，至少具備在光伏發(fā)電單元多場站短路比不低于1.5條件下連續(xù)穩(wěn)定運行的能力。狀態(tài)時，應快速控制動態(tài)電流以降低并網(wǎng)點過電壓水平，宜開展過電壓分析及抑制措光伏發(fā)電站應配置光伏發(fā)電功率預測系統(tǒng)，并8.2.2光伏發(fā)電站向電力調(diào)度機構(gòu)上報光伏功率預測結(jié)果的8.2.3光伏發(fā)電站應每15min自動向電力調(diào)度機構(gòu)上報當前時刻的開機總?cè)萘?，應?min自動向電力8.3.1中期光伏功率預測結(jié)果第4日(第73h~96h)預測月平均準確率應不低于75%。8.3.2短期光伏功率預測結(jié)果日前預測月平均準確率應不低于85%,日前預測月平均合格率應不低于8.3.3超短期光伏功率預測結(jié)果每4小時(第15min~4h)預測月平均準確率應不低于90%,每4小時(第15min~4h)預測月平均合格率應不低于90%。8.3.4當進行光伏發(fā)電站出力受限時刻的預測準確度計算時，應使用可用功率代b)非電廠原因的調(diào)度系統(tǒng)、傳輸數(shù)據(jù)通道故障或中斷。c)開展AVC等影響光伏電站出力的試驗期間。光伏發(fā)電站所接入公共連接點的諧波注入電流應滿足GB/T14549的要求，其中光伏發(fā)電站向電力系統(tǒng)注入的諧波電流允許值應按照光伏發(fā)電站安裝容量與公共連接點上具有諧波源的發(fā)/供電設(shè)備總?cè)莨夥l(fā)電站接入后，所接入公共連接點的間諧波應滿足GB/T24337的要求。光伏發(fā)電站并網(wǎng)點的電壓偏差應滿足GB/T12325的要求。光伏發(fā)電站所接入公共連接點的電壓不平衡度及光伏發(fā)電站引起的電壓不平衡度應滿足GB/T15543的要求。質(zhì)量合格。光伏發(fā)電站應具備電能質(zhì)量監(jiān)測數(shù)據(jù)存儲功能，對于10MW及以上容量的光伏發(fā)電站，應10.1.1光伏發(fā)電站的二次設(shè)備及系統(tǒng)應符合電力二次系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范、南方電網(wǎng)OS2(一體化電網(wǎng)運行智能系統(tǒng))標準及相關(guān)技術(shù)規(guī)程。10.1.2光伏發(fā)電站與電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)之間的通信方式、傳輸通道和信息傳輸由電10.1.3光伏發(fā)電站二次系統(tǒng)安全防護應滿足中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會令2014年第14號文件、國能安全〔2015〕36號、Q/CSG212045和Q/CSG1204009的有關(guān)要求。10.1.4光伏發(fā)電站二次設(shè)備供電電源應采用不間斷電源裝置(UPS)或站內(nèi)直流電源系統(tǒng)供電。10.1.5光伏發(fā)電站網(wǎng)絡安全防護應滿足GB/T22239、GB/T36572以及電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定及配a)每個光伏發(fā)電單元運行狀態(tài)，包括逆變器和單元升壓變壓器運行狀態(tài)等；d)光伏發(fā)電站高壓斷路器和隔離開關(guān)的位置；f)光伏發(fā)電站輻照度、環(huán)境溫度、光伏組件溫度。10.3.1光伏發(fā)電站繼電保護、安全自動裝置以及二次回路的設(shè)計、10.3.2光伏發(fā)電站繼電保護及安全自動裝置應按照GB/T14285、10.3.2對光伏發(fā)電站送出線路，應在系統(tǒng)側(cè)配置分段式相間、接地故障保護；有特殊要求時，可配置10.3.3220kV及以上電壓等級線路、變10.3.4220kV及以上電壓等級光伏發(fā)電站線路保護應遵循相互獨立的原則按雙重化配置，配置兩套光保護。10～35kV光伏發(fā)電站并網(wǎng)專線、存在整定配合困難或全10.3.5光伏發(fā)電站220kV及以上電壓等級母線應按雙重化原則配置兩套母線保護(含失靈功能)。光伏發(fā)電站110kV雙母線或因系統(tǒng)穩(wěn)定、新能源機組要求需要快速切除110kV母線故障時，110kV電壓10.3.6光伏發(fā)電站110kV及以上電壓等級變壓器應配置主、后備一體的雙套電氣量保護，同時配置一10.3.7光伏發(fā)電站35kV匯集母線應配置一套母線保護。10.3.8光伏發(fā)電站匯集系統(tǒng)單相接地故障應快速切除。對于中性點經(jīng)低電阻接地的光伏發(fā)電站，應配10.3.9光伏發(fā)電站變流器的保護定值、策略均應滿足“6光伏發(fā)電站故障電壓穿越”、“7光伏發(fā)電站運行適應性”、“9光伏發(fā)電站電能質(zhì)量”章節(jié)所規(guī)定的電壓、頻率、諧波運行要求，并可靠保護設(shè)壓保護定值應按保設(shè)備安全最大能力設(shè)置。光伏逆變器的軟件型過電壓保護應可靠躲過機端5ms以內(nèi)樣率不低于4k。10.3.12光伏發(fā)電站應配備繼電保護信息系統(tǒng)子站(或智能錄波器),并配備至電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)的數(shù)據(jù)傳置等應接入繼電保護信息系統(tǒng)子站(或智能錄波器)。220kV及以上場站的繼電保護故障信息系統(tǒng)子站(或智能錄波器)應按雙機配置。10.4.1光伏發(fā)電站應配備計算機監(jiān)控系統(tǒng)、電能量遠方終端設(shè)備、二次系統(tǒng)10.4.2光伏發(fā)電站調(diào)度自動化系統(tǒng)遠動信息采集范圍按電網(wǎng)調(diào)度自動化能量管理系統(tǒng)(EMS)遠動信10.4.3光伏發(fā)電站電能計量點(關(guān)口)應設(shè)在光伏發(fā)電站與電網(wǎng)的產(chǎn)權(quán)分界處，產(chǎn)權(quán)分界處按國家有確定。計量裝置配置和技術(shù)要求應符合DL/T448的要求。同一計量點應安裝同型號、同規(guī)格、準確度10.4.4電能表采用靜止式多功能電能表，技術(shù)性能符合GB/T17883和DL/T614的要求。電能表至少信息采集終端遠程通信的功能。電能表通信協(xié)議符合DL/T645,采集信息應接入電力系統(tǒng)電能信息采10.4.5光伏發(fā)電站調(diào)度自動化、電能量信息傳輸應采用專用通道10.4.6光伏發(fā)電站調(diào)度管轄設(shè)備供電電源應采用不間斷電源裝置(UPS)或站內(nèi)直流電源系統(tǒng)供電，在交流供電電源消失后，不間斷電源裝置帶負荷運行時間應不少于2h。10.4.7對于接入220kV及以上電壓等級的光伏發(fā)電站應配置相角測量系統(tǒng)(PMU)。必要時應根據(jù)電10.4.7光伏電站應配置全站統(tǒng)一的時間同步系統(tǒng)，對站內(nèi)各二次系統(tǒng)及設(shè)備進行統(tǒng)一授時。10.5.1光伏發(fā)電站的通信設(shè)備配置應滿足Q/CSG1203005相關(guān)要求。通過110kV及以上電壓等級接入的風電場應具備不少于2條獨立的光纜路由，通過35kV電壓等級接入的風電場應具備不少于1條光10.5.2光伏發(fā)電站220kV及以上送出線路保護裝置、安全自動裝置、調(diào)度自動化系統(tǒng)、調(diào)度電話等關(guān)通道中斷。10.5.3光伏發(fā)電站與電力系統(tǒng)直接連接的通信設(shè)備(如光纖傳輸設(shè)備、脈碼調(diào)制終端設(shè)備(PCM)、10.6.1光伏電站電力監(jiān)控系統(tǒng)應滿足《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》10.6.2光伏電站電力監(jiān)控系統(tǒng)原則上應劃分為生產(chǎn)控制大區(qū)與管理信息大區(qū)，并根據(jù)業(yè)務系統(tǒng)的重要性和對一次系統(tǒng)的影響程度將生產(chǎn)控制大區(qū)劃分為安全區(qū)I和安全區(qū)Ⅱ。其中，光伏電站監(jiān)控系統(tǒng)、無功電壓控制、發(fā)電功率預測、升壓站監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護和相量測量裝置等應部署在安全區(qū)I,光伏功率預測系統(tǒng)、電能量采集裝置和故障錄波裝置等應部署在安全區(qū)Ⅱ,天氣預報理信息系統(tǒng)(MIS)等應部署在管理信息大區(qū)。其余業(yè)務系統(tǒng)、模塊或裝置部署的分區(qū)，需報相應調(diào)度10.6.3光伏電站端的電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)應當在專用通道上使用獨立的網(wǎng)絡設(shè)備組網(wǎng)，在物理層面上實現(xiàn)10.6.4在光伏電站電力監(jiān)控系統(tǒng)生產(chǎn)控制大區(qū)與管理信息大區(qū)之間須設(shè)置電力專用橫向單向安全隔離10.6.5在光伏電站電力監(jiān)控系統(tǒng)生產(chǎn)控制大區(qū)與調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)的縱向連接處應當10.6.6應通過網(wǎng)絡安全態(tài)勢感知采集裝置對與電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)相連的光伏電站涉網(wǎng)電力監(jiān)控系統(tǒng)安全狀態(tài)(包括外部威脅與內(nèi)部脆弱性)以及網(wǎng)絡安全告警信息進行實時監(jiān)視與分析，并將相關(guān)信息上送調(diào)10.6.7光伏電站電力監(jiān)控系統(tǒng)應通過合理配置網(wǎng)絡安全組件和應用程序，啟用安全策略，實現(xiàn)安全加10.6.8光伏電站并網(wǎng)前應委托符合資質(zhì)要求的機構(gòu)開展電力監(jiān)控系統(tǒng)等保測評、安全評估，按要求完10.6.9光伏電站并網(wǎng)前應將電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡安全實施方案經(jīng)本單位上級專業(yè)管理部門和網(wǎng)絡安全管工驗收報告經(jīng)本單位上級專業(yè)管理部門和網(wǎng)絡安全管理部門審核后報相應調(diào)11.1.1光伏發(fā)電站應提供可用于電力系統(tǒng)仿真計算、繼電保護整定計算的光伏發(fā)電單元、光伏發(fā)電站11.1.2光伏發(fā)電站應在首次并網(wǎng)前3個月向調(diào)度機構(gòu)報送可用于電磁暫態(tài)和機電暫態(tài)仿真計算的光伏發(fā)電單元、動態(tài)無功補償裝置、儲能設(shè)備等設(shè)備的模型、參數(shù)。光伏場站應在全容量并網(wǎng)后6個月內(nèi)向調(diào)度機構(gòu)提交場站級電氣仿真模型驗證報告，并向調(diào)度機構(gòu)提交故障穿越能力檢測的詳細數(shù)據(jù)，以滿足各種短路比環(huán)境及各種故障工況下的仿真模型校驗要求。11.2.1光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置的故障穿越關(guān)鍵控制參數(shù)(詳見附錄D)應設(shè)置為開放整定型，給出參數(shù)整定范圍及相關(guān)參數(shù)說明，可根據(jù)電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)的要求進行整定。禁止未經(jīng)調(diào)度同意擅自改變上述關(guān)鍵涉網(wǎng)控制參數(shù)定值。11.2.2光伏發(fā)電站應做好光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置等設(shè)備控制程序的軟件版本管理，在控制程序軟件變化導致光伏發(fā)電站涉網(wǎng)電氣特性(故障穿越、一次調(diào)頻、電網(wǎng)運行適應性、保護特性等)變化時，應更新軟件版本號。納入軟件版本管理的涉網(wǎng)控制功能、參數(shù)等參見附錄D。11.2.3電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)應根據(jù)系統(tǒng)運行方式、安全穩(wěn)定特性等合理整定光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置等設(shè)備的涉網(wǎng)參數(shù)定值，確保系統(tǒng)運行安全。光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置控制程序的軟件版本、開放整定型故障穿越關(guān)鍵控制參數(shù)等，需經(jīng)調(diào)度機構(gòu)同意方可變更。11.2.4光伏發(fā)電站內(nèi)光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置控制程序的軟件版本號變化時，需重新開展并網(wǎng)性能、仿真建模參數(shù)的測試與評價；僅開放整定型故障穿越關(guān)鍵控制參數(shù)變更時，無需重新開展測試與評價，調(diào)度機構(gòu)根據(jù)參數(shù)變更情況更新仿真建模參數(shù)。11.2.5光伏發(fā)電站應根據(jù)電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)的要求配合開展性能和參數(shù)優(yōu)化工作。當光伏發(fā)電站完成設(shè)備改造、軟件升級、控制邏輯修改、控制參數(shù)或保護定值修改后，應跟蹤其各個元件模型和參數(shù)的變化情況，并重新進行或補充模型驗證和準確性評價。12光伏發(fā)電站并網(wǎng)驗收與測試評價12.1并網(wǎng)驗收12.2.1通過35kV及以上電壓等級并網(wǎng)的新建、改建和擴建光伏發(fā)電站的并網(wǎng)驗收工作應依照南方電網(wǎng)《光伏發(fā)電站并網(wǎng)驗收規(guī)范》開展。12.2.2光伏發(fā)電站的并網(wǎng)驗收工作分為并網(wǎng)前驗收和并網(wǎng)后驗收兩個階段，審查形式為資料審查和現(xiàn)場審核。12.2.3并網(wǎng)前驗收主要包括涉網(wǎng)資料驗收、電氣設(shè)備驗收和技術(shù)條件驗收。并網(wǎng)前驗收工作結(jié)束后，存在問題的光伏發(fā)電站應及時整改，直到滿足并網(wǎng)要求。12.2.4并網(wǎng)后驗收主要包括光伏發(fā)電站并網(wǎng)特性測試和評價。光伏發(fā)電站應在并網(wǎng)運行后6個月內(nèi)完成并網(wǎng)性能測試及評價工作，并網(wǎng)測試不合格的光伏發(fā)電站應按照要求進行整改并重新測試，直到滿足測試要求為止。12.2接入系統(tǒng)測試和評價12.2.1測試要求a)并網(wǎng)運行的光伏發(fā)電站應開展運行特性及仿真模型測試評價，并向電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)提供測試評價報告。b)光伏發(fā)電站測試評價應由具備相應資質(zhì)的機構(gòu)進行，并在測試評價前30日將測試評價方案報電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)審核。c)光伏發(fā)電站在首次并網(wǎng)前3個月，需向電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)提供光伏部件、動態(tài)無功補償裝置及光伏發(fā)電站內(nèi)有關(guān)設(shè)備的模型、參數(shù)、控制系統(tǒng)特性等資料。d)光伏發(fā)電站應在全部發(fā)電單元并網(wǎng)或分批次并網(wǎng)后6個月內(nèi)完成運行特性及仿真模型測試評價，并將測試評價報告報電力調(diào)度機構(gòu)審核通過。當光伏發(fā)電站改(擴)建后，應重新進行測試與評價。e)光伏發(fā)電站在接入系統(tǒng)設(shè)計階段應盡早評估擬選用的光伏控制技術(shù)、逆變器控制器型號、軟件版本等，存在首次并入南方電網(wǎng)運行的新技術(shù)、新型號設(shè)備時，應盡早開展新設(shè)備運行特性及仿真模型測試評價，利用實測模型參數(shù)開展接入系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析，及時制定安全穩(wěn)定保障措施，納入接入系統(tǒng)方案及后續(xù)可行性研究、初步設(shè)計環(huán)節(jié)，確定設(shè)備配置、選型技術(shù)規(guī)范等具體要求，保證并網(wǎng)順利進行。g)南方電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)定期發(fā)布在網(wǎng)運行的風機變流器控制器型號及軟件版本。12.2.2測試和評價內(nèi)容e)光伏發(fā)電站電壓、頻率適應能力驗g)光伏發(fā)電站一次調(diào)頻測試(必要時含慣量響應測試);h)光伏發(fā)電站電氣仿真模型評價(含光伏發(fā)電站各設(shè)備的電磁暫態(tài)和機電暫態(tài)模型，光伏發(fā)電站機電暫態(tài)模型；電磁暫態(tài)模型評價中包含數(shù)字模型寬頻阻抗特性測試評價);i)光伏發(fā)電站AGC、AVC試驗；12.2.3光伏發(fā)電站故障穿越能力仿真評價、仿真模型評價應基于與現(xiàn)場一致的控制器或經(jīng)過驗證的電磁暫態(tài)模型，控制參數(shù)應與現(xiàn)場一致，比對驗證標準應滿足GB/T32892要求。12.2.4光伏發(fā)電站測試評價環(huán)境的短路比應與光伏發(fā)電站接入系統(tǒng)的實際短路比水平相當，需在不改變控制器程序軟件版本、參數(shù)的情況下同時滿足光伏發(fā)電站實際并網(wǎng)點可能出現(xiàn)的最大和最小短路比 (根據(jù)場站實際接入系統(tǒng)短路容量計算，并考慮一定裕度)兩種工況要求。12.2.5光伏發(fā)電站測試評價應根據(jù)所用的光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置等的開放整定型故障穿越關(guān)附錄A公共連接點公網(wǎng)母線公共連接點公網(wǎng)母線并網(wǎng)點匯流!母線光伏發(fā)電站控制系統(tǒng)響應性能指標說明(資料性)控制系統(tǒng)響應性能指標見圖B.1。to——階躍起始時間，單位為秒(s);tp—響應滯后時間，單位為秒(s);tr——上升時間，單位為秒(s);圖B.1控制系統(tǒng)響應性能指標說明附錄C預測準確度指標說明(資料性)開放整定型故障穿越關(guān)鍵參數(shù)及控制軟件版本管理功能(參考性)光伏發(fā)電站涉網(wǎng)控制口□眾多□其中光伏逆變器、動態(tài)無功補償裝置的故障穿越部分控制參數(shù)對系統(tǒng)安式變化情況進行靈活整定。此類參數(shù)口□為□□□□□判別及穿越期間有功、無功□逆變器與光伏發(fā)電站內(nèi)動態(tài)無功補償裝置裝置的如下參數(shù)口(1)進入及退出口□穿越(含高穿、低穿)的□□參數(shù)：電壓閾值；(2)故障穿越(含高穿、低穿)期間動態(tài)無功電流支撐倍數(shù)的控制系數(shù)(含正序、負序);(3)逆變器穿越(含高穿、低穿)□□無功功率□□方式(含正序、負序);(4)逆變器穿越(含高穿、低穿)□□有功□□方式(定電流/定功率)及控制系數(shù)；(5)逆變器穿越(含高穿、低穿)□□后有功功率恢復方式及恢復速率；(6)逆變器進入口□□□的□□參數(shù)：電壓閾值、間隔時間；光伏發(fā)電站納入開放整定型管理的故障穿越關(guān)鍵參數(shù)，應執(zhí)行調(diào)度機構(gòu)下達的整定值或經(jīng)調(diào)度機構(gòu)許可的設(shè)備制造單位推薦值。光伏發(fā)電站其他□□可□□□□□或設(shè)備制造單位推薦值口E.2光伏發(fā)電站控制軟件版本管理光伏發(fā)電站在關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置為開放整定、執(zhí)行定值管理的基礎(chǔ)上，□□□□□制造單位□□光伏逆變伏逆變器及光伏發(fā)電站內(nèi)動態(tài)無功補償裝置的如下特性相關(guān)聯(lián)：(6)電壓、頻率適應性相關(guān)特性《光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》1任務來源與工作簡要過程 12編制原則及主要內(nèi)容 13標準編制目的 14借鑒國內(nèi)、外先進標準的情況 25與現(xiàn)行法律、法規(guī)、政策及相關(guān)標準的協(xié)調(diào)性 26貫徹標準的要求和措施建議 27代替或廢止現(xiàn)行企業(yè)標準的建議 28重要內(nèi)容的解釋和其它應予說明的事項 39標準中強制性和影響面較大的內(nèi)容說明 4 4數(shù)等內(nèi)容都提出了新的要求，并入異步運行的云南電網(wǎng)的光伏發(fā)電站的頻率適應性也有差異化的要求。1.2.1本標準計劃于2022年12月完成編制，編制工作如期完成。2021年12月~2022年5月，聯(lián)合南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、廣東電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、廣西2022年6月，形成了《光伏發(fā)電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》初稿。2022年7月，邀請南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、廣東電網(wǎng)電力調(diào)