光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定

3光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定本文件規(guī)定了光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)有功功率、無功電壓、故障穿越、運行適應性、功率預測、電能質量、仿真模型和參數(shù)、二次系統(tǒng)以及接入系統(tǒng)測試和評價的技術要求。本文件適用于通過10kV以上電壓等級并網(wǎng)的新建、改建和擴建光伏發(fā)電站的接入、調試和運行。配置儲能的光伏發(fā)電站可參照執(zhí)行。2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/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程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/T19862電能質量監(jiān)測設備通用要求GB/T22239信息安全技術網(wǎng)絡安全等級保護基本要求GB/T24337電能質量公用電網(wǎng)間諧波GB/T29321光伏發(fā)電站無功補償技術規(guī)范GB/T31464電網(wǎng)運行準則GB/T36572電力監(jiān)控系統(tǒng)網(wǎng)絡安全防護導則GB38755電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則GB/T40594電力系統(tǒng)網(wǎng)源協(xié)調技術導則GB/T40595并網(wǎng)電源一次調頻技術規(guī)定及試驗導則GB/T40604新能源場站調度運行信息交換技術要求GB/T50063電力裝置電測量儀表裝置設計規(guī)范GB/T50866光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計規(guī)范DL/T448電能計量裝置技術管理規(guī)程DL/T5003電力系統(tǒng)調度自動化設計技術規(guī)程43術語和定義下列術語和定義適用于本文件。光伏發(fā)電站photovoltaic(PV)powerstation利用光伏電池的光生伏特效應，將太陽輻射能直接轉換為電能的發(fā)電系統(tǒng)，一般包含變壓器、逆變器和光伏方陣，以及相關輔助設施等。3.2逆變器inverter將直流電變換成交流電的設備。3.3并網(wǎng)點pointofinterconnection對于有升壓站的光伏發(fā)電站，指升壓站高壓側母線或節(jié)點，對于無升壓站的光伏發(fā)電站，指光伏發(fā)電站的輸出匯總點。3.4光伏發(fā)電站送出線路transmissionlineofPVpowerstation從光伏發(fā)電站并網(wǎng)點至公共電網(wǎng)的輸電線路，以下簡稱送出線路。3.5光伏發(fā)電站有功功率activepowerofPVpowerstation光伏發(fā)電站通過其并網(wǎng)點輸出到電網(wǎng)的有功功率，以下簡稱有功功率。3.6光伏發(fā)電站無功功率reactivepowerofPVpowerstation光伏發(fā)電站通過其并網(wǎng)點輸出到電網(wǎng)的無功功率，以下簡稱無功功率。3.7光伏發(fā)電站有功功率變化activepowerchangeofPVpowerstation一定時間間隔內，光伏發(fā)電站有功功率最大值與最小值之差，以下簡稱有功功率變化。3.8自動發(fā)電控制automaticgenerationcontrol(AGC)通過自動控制程序，實現(xiàn)對控制區(qū)內各發(fā)電機組有功出力的自動重新調節(jié)分配，來維持系統(tǒng)頻率、聯(lián)絡線交換功率在計劃目標范圍內的控制過程。AGC是由主站自動控制程序、信息傳輸通道、5信息接收裝置（遠方終端）、機組協(xié)調控制系統(tǒng)（電廠監(jiān)控系統(tǒng)）、執(zhí)行裝置、發(fā)電機組自動化裝置等環(huán)節(jié)組成的整體。3.9光伏功率預測PVpowerforecasting以光伏電站的歷史功率、歷史輻照度、數(shù)值天氣預報、設備運行狀態(tài)等數(shù)據(jù)建立光伏發(fā)電功率預測模型，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，結合光伏發(fā)電系統(tǒng)的設備狀態(tài)及運行工況，預測光伏發(fā)電站未來一段時間內的有功功率。3.10中期光伏功率預測mediumtermPVpowerforecasting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。短期光伏功率預測short-termPVpowerforecasting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。超短期光伏功率預測ultra-short-termPVpowerforecasting光伏發(fā)電站未來15min~4h的有功功率預測，時間分辨率為15min。3.13一次調頻響應滯后時間delaytimeofprimaryfrequencycontrol從系統(tǒng)頻率超出一次調頻死區(qū)開始，光伏發(fā)電站實際輸出有功功率變化量達到有功功率目標值和初始值之差的10%所需的時間（見附錄A）。一次調頻響應時間responsetimeofprimaryfrequencycontrol從系統(tǒng)頻率超出一次調頻死區(qū)開始，光伏發(fā)電站實際輸出有功功率變化量達到有功功率目標值和初始值之差的90%所需的時間（見附錄A）。3.15一次調頻調節(jié)時間settlingtimeofprimaryfrequencycontrol從系統(tǒng)頻率超出一次調頻死區(qū)開始，光伏發(fā)電站實際輸出有功功率與有功目標值之差的絕對值始終不超過允許偏差的最短時間（見附錄A）。3.166光伏發(fā)電站低電壓穿越lowvoltageridethroughofPVpowerstation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，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。3.17光伏發(fā)電站高電壓穿越highvoltageridethroughofPVpowerstation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，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。3.18光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流增量dynamicreactivecurrentincrementofPVpowerstation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。3.19光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流響應時間responsetimeofPVpowerstationdynamicreactivecurrentsupport自并網(wǎng)點電壓升高或降低達到觸發(fā)設定值開始，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（見附錄A）。3.20光伏發(fā)電站短路比photovoltaic(PV)powerstationshort-circuitratio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。3.21孤島islanding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和計劃性孤島。注：非計劃性孤島指的是非計劃、不受控地發(fā)生孤島。計劃性孤島指的是按預先配置的控制策略，有計劃地發(fā)3.22防孤島anti-islanding防止非計劃性孤島現(xiàn)象的發(fā)生。74有功功率4.1有功功率控制4.1.1光伏發(fā)電站應具備參與電力系統(tǒng)調頻、調峰的能力，并符合GB38755、GB/T31464、GB/T40594和GB/T40595的相關規(guī)定。4.1.2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)平滑調節(jié)的能力，并能參與系統(tǒng)有功功率控制。有功功率控制系統(tǒng)應能自動計算理論可發(fā)功率。4.1.3光伏發(fā)電站應能接收并自動執(zhí)行電力系統(tǒng)調度機構下達的有功功率及有功功率變化的控制指令，有功功率控制模式見附錄B。4.1.4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率宜考慮所接入電力系統(tǒng)的頻率調節(jié)特性，最大允許值為10%PN/min，允許出現(xiàn)因太陽能輻照度降低而引起的光伏發(fā)電站有功功率變化速率超出限值的情況。4.2緊急控制4.2.1在以下電力系統(tǒng)事故或緊急情況下，光伏發(fā)電站應具備調整有功功率的能力。a）電力系統(tǒng)事故或特殊運行方式下，按照電力系統(tǒng)調度機構的要求降低光伏發(fā)電站有功功率；b）當電力系統(tǒng)頻率高于50.2Hz時，按照電力系統(tǒng)調度機構的指令降低光伏發(fā)電站有功功率，嚴重情況下切除整個光伏發(fā)電站；c）只有在光伏發(fā)電站的運行危及電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的情況下，電力系統(tǒng)調度機構可按相關規(guī)定暫時將光伏發(fā)電站切除。4.2.2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)電站應按調度指令并網(wǎng)運行。4.3一次調頻4.3.1光伏發(fā)電站應具備一次調頻能力，且一次調頻應與AGC協(xié)調配合，并具備投退功能。一次調頻典型曲線見附錄C。4.3.2光伏發(fā)電站應設置一次調頻功能的啟用狀態(tài)信號、動作狀態(tài)信號，并將信號上傳至調度監(jiān)控系統(tǒng)，啟用與停用功能可通過本地或調度監(jiān)控系統(tǒng)遠程控制。4.3.3當電力系統(tǒng)頻率偏差超出一次調頻死區(qū)范圍時，光伏發(fā)電站應按照公式（1）調整有功功率輸出。一次調頻死區(qū)建議取值范圍±（0.02Hz~0.06Hz）。t=-KfPt（1）式中：ΔPt——光伏發(fā)電站有功功率變化量，單位為兆瓦（MW）；Kf——有功調頻系數(shù)，取值范圍10~50；8Δf——電力系統(tǒng)頻率偏差，單位為赫茲（Hz）；fN——電力系統(tǒng)額定頻率，單位為赫茲（Hz）；Pt——光伏發(fā)電站有功功率，單位為兆瓦（MW）。4.3.4當電力系統(tǒng)頻率大于50Hz時，光伏發(fā)電站減少有功功率的限幅宜不小于10%Pt。4.3.5當電力系統(tǒng)頻率小于50Hz時，光伏發(fā)電站增加有功功率的限幅宜不小于6%Pt。只有在太陽能輻照度不足的情況下，光伏發(fā)電站有功增量不必滿足6%Pt限幅要求。4.3.6一次調頻響應滯后時間應不大于1s，響應時間應不大于5s，調節(jié)時間應不大于15s，有功功率調節(jié)允許偏差應不超過額定功率的±1%。5無功電壓5.1無功電源5.1.1光伏發(fā)電站的無功電源包括光伏逆變器和無功補償裝置。注：無功補償裝置包括并聯(lián)電容器、并聯(lián)電抗器、靜止無功補償器、靜止無功發(fā)生器5.1.2光伏發(fā)電站安裝的光伏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的范圍內動態(tài)可調，并應在圖1所示矩形框內動態(tài)可調。5.1.3光伏發(fā)電站要充分利用光伏逆變器的無功容量及其調節(jié)能力。當光伏逆變器的無功容量不能滿足電力系統(tǒng)電壓調節(jié)需要時，應在光伏發(fā)電站集中加裝適當容量的無功補償裝置，必要時加裝動態(tài)無功補償裝置。5.2無功容量配置5.2.1光伏發(fā)電站的無功容量配置應滿足電力系統(tǒng)分層和分區(qū)基本平衡的要求，并滿足檢修備用要5.2.2對于直接接入公共電網(wǎng)的光伏發(fā)電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發(fā)電站滿發(fā)時場內匯集線路、主變壓器的感性無功及光伏發(fā)電站送出線路的一半感性無功之和，其配置的感性無功容量應能夠補償光伏發(fā)電站自身的容性充電無功功率及光伏發(fā)電站送出線路的一半充電無功功率之9和。5.2.3對于通過220(330)kV匯集系統(tǒng)升壓至500(750)kV電壓等級接入公共電網(wǎng)的光伏發(fā)電站，其配置的容性無功容量應能夠補償光伏發(fā)電站滿發(fā)時場內匯集線路、主變壓器的感性無功及光伏發(fā)電站送出線路的全部感性無功之和，其配置的感性無功容量應能夠補償光伏發(fā)電站自身的容性充電無功功率及光伏發(fā)電站送出線路的全部充電無功功率之和。5.2.4光伏發(fā)電站配置的無功補償裝置類型及其容量范圍應結合實際接入系統(tǒng)情況，通過專題研究確5.3電壓控制5.3.1光伏發(fā)電站應具備無功功率調節(jié)及電壓控制能力，并符合GB/T31464和GB/T40594的相關規(guī)5.3.2光伏發(fā)電站應配置無功電壓控制系統(tǒng)，系統(tǒng)應具備電壓控制、功率因數(shù)控制和無功功率控制等多種控制模式以及在線切換控制模式的功能。5.3.3光伏發(fā)電站的主變壓器宜采用有載調壓變壓器。5.3.4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)調度機構下發(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，其調節(jié)速度和控制精度符合GB/T29321的相關規(guī)定。并網(wǎng)點電壓控制目標為：a）當公共連接點的電壓處于正常范圍內時，通過35～110kV電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應能夠將并網(wǎng)點電壓調節(jié)至標稱電壓的97％～107％范圍內；b）當公共連接點的電壓處于正常范圍內時，通過220kV及以上電壓等級接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應能夠將并網(wǎng)點電壓調節(jié)至標稱電壓的100％～110％范圍內。6故障穿越6.1低電壓穿越6.1.1光伏發(fā)電站的低電壓穿越能力應滿足圖2的要求。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0.15s；b）光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓跌至電壓輪廓線以下時，光伏發(fā)電站內的光伏逆變器和無功補償裝置可以從電網(wǎng)切出。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，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)域時，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見表1。表1光伏發(fā)電站低電壓穿越考核電壓6.1.3對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力應滿足下列要求：a）當電力系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障，并網(wǎng)點電壓正序分量低于標稱電壓的90％時，光伏發(fā)電站應具有動態(tài)無功支撐能力。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）：ΔIt≥K1×(0.9-Ut)×IN0≤Ut≤0.92）式中：ΔIt——光伏發(fā)電站注入的動態(tài)無功電流增量，單位為安（A）；K1——光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流比例系數(shù)，K1取值應不小于1.5，宜不大于3；Ut——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓標幺值；IN——光伏發(fā)電站額定電流，單位為安（A）；c）電壓跌落期間，光伏發(fā)電站向電網(wǎng)注入的無功電流應為電壓跌落前無功電流輸出值I0與動態(tài)無功電流增量?It之和，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。d）自并網(wǎng)點電壓跌落出現(xiàn)的時刻起，光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流響應時間應不大于30ms。自并網(wǎng)點電壓恢復至標稱電壓90％以上的時刻起，光伏發(fā)電站應在20ms內退出動態(tài)無功電流增量。6.1.4不對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力不對稱故障時的動態(tài)無功支撐能力應滿足下列要求：a）當電力系統(tǒng)發(fā)生不對稱短路故障，并網(wǎng)點電壓正序分量在標稱電壓的60%~90%之間時，光伏發(fā)電站應能向電網(wǎng)注入正序動態(tài)無功電流以支撐正序電壓恢復，從電網(wǎng)吸收負序動態(tài)無功電流以抑制負序電壓升高。b）光伏發(fā)電站正、負序動態(tài)無功電流增量應響應并網(wǎng)點電壓變化，并滿足公式（3）：?It+≥K2+×(0.9-Ut+)×IN0.6≤Ut+≤0.9）?It-≥K2-×Ut-×IN（3）式中：?It+——光伏發(fā)電站注入的正序動態(tài)無功電流增量，單位為安（A）；?It-——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）；K2+——光伏發(fā)電站動態(tài)正序無功電流比例系數(shù)，K2+取值應不小于1.0；K2-——光伏發(fā)電站動態(tài)負序無功電流比例系數(shù)，K2-取值應不小于1.0；Ut+——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓正序分量標幺值；Ut-——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓負序分量標幺值；IN——光伏發(fā)電站額定電流，單位為安（A）。當并網(wǎng)點電壓正序分量小于標稱電壓的60％時，光伏發(fā)電站應根據(jù)光伏逆變器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)注入適當?shù)恼騽討B(tài)無功電流并從電網(wǎng)吸收適當?shù)呢撔騽討B(tài)無功電流。c）電壓跌落期間，光伏發(fā)電站向電網(wǎng)注入的正序無功電流應為電壓跌落前無功電流輸出值I0與正序動態(tài)無功電流增量?It+之和，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。6.1.5有功恢復能力對電力系統(tǒng)故障期間沒有切出的光伏發(fā)電站，其有功功率在故障清除后應快速恢復，自故障清除時刻開始，以至少30％PN/s的功率變化率恢復至故障前的值。6.2高電壓穿越6.2.1光伏發(fā)電站的高電壓穿越能力應滿足圖3的要求。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。6.2.2動態(tài)無功支撐能力當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點三相電壓同時升高時，光伏發(fā)電站的動態(tài)無功支撐能力應滿足下列要求：a）當并網(wǎng)點電壓正序分量在標稱電壓的110％～130％之間時，光伏發(fā)電站應能夠通過從電網(wǎng)吸收動態(tài)無功電流以支撐電壓恢復。光伏發(fā)電站吸收的動態(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）：?It≥K3×(Ut-1.1)×IN1.1≤Ut≤1.34）式中：?It——光伏發(fā)電站吸收的動態(tài)無功電流增量，單位為安（A）；K3——光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流比例系數(shù)，K3取值范圍宜大于1.5，可根據(jù)電力系統(tǒng)實際情況確定；Ut——光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓標幺值；IN——光伏發(fā)電站額定電流，單位為安（A）。b）并網(wǎng)點電壓升高期間，光伏發(fā)電站注入的無功電流應為電壓升高前無功電流輸出值I0與動態(tài)無功電流增量?It之差，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。c）自并網(wǎng)點電壓升高的時刻起，光伏發(fā)電站動態(tài)無功電流響應時間應不大于30ms；自并網(wǎng)點電壓恢復至標稱電壓110％以下的時刻起，光伏發(fā)電站應在20ms內退出動態(tài)無功電流增量。6.2.3有功控制能力并網(wǎng)點電壓升高期間，光伏發(fā)電站應具備有功控制能力。在滿足動態(tài)無功電流支撐的前提下，光伏發(fā)電站的最大有功功率輸出能力應不低于實際光照對應有功功率的80%。光伏發(fā)電站應結合當前光照情況執(zhí)行電力系統(tǒng)調度機構下達的有功功率指令，當因輸出能力不足導致穿越期間有功功率輸出降低，則自并網(wǎng)點電壓恢復至標稱電壓110%以下的時刻起，光伏發(fā)電站應在40ms內恢復有功功率至指令值。6.3連續(xù)故障穿越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，一般為0.2s~2s。兩次電壓跌落的幅度和時間應滿足7.1的要求。6.3.2低-高電壓穿越接入特高壓直流送端近區(qū)的光伏發(fā)電站應具備低-高電壓穿越能力，滿足圖5的要求。a）光伏發(fā)電站自低電壓階段快速過渡至高電壓階段，當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點電壓在陰影區(qū)域及輪廓線范圍內，光伏發(fā)電站內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，高電壓階段時間應滿足7.2的要求。b）光伏發(fā)電站應能夠至少承受連續(xù)兩次如圖5所示的低-高電壓穿越。7運行適應性7.1電壓適應性7.1.1當并網(wǎng)點電壓在標稱電壓的90％～110％之間時，光伏發(fā)電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能正常運行。7.1.2當并網(wǎng)點電壓低于標稱電壓的90%或超過標稱電壓的110％時，光伏發(fā)電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應符合7.2和7.3節(jié)的規(guī)定。7.2電能質量適應性當光伏發(fā)電站并網(wǎng)點的閃變值滿足GB/T12326、諧波值滿足GB/T14549、三相電壓不平衡度滿足GB/T15543的規(guī)定時，光伏發(fā)電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應能正常運行。7.3頻率適應性7.3.1光伏發(fā)電站的頻率適應性應滿足表2的要求。表2不同電力系統(tǒng)頻率范圍內的光伏發(fā)電站運行要求f<46.5Hz46.5Hz≤f<47Hz頻率每次低于47Hz高于46.5Hz時，光伏發(fā)電站應具有至少運47Hz≤f<47.5Hz頻率每次低于47.5Hz高于47Hz時，光伏發(fā)電站應具有至少運47.5Hz≤f<48Hz頻率每次低于48Hz高于47.5Hz時，光伏發(fā)電站應具有至少運48Hz≤f<48.5Hz頻率每次低于48.5Hz高于48Hz時，光伏發(fā)電站應具有至少運48.5Hz≤f≤50.5Hz50.5Hz<f≤51Hz頻率每次高于50.5Hz低于51Hz時，光伏發(fā)電站應具有至少運51Hz<f≤51.5Hz頻率每次高于51Hz低于51.5Hz時，光伏發(fā)電站應具有至少運f?51.5Hz根據(jù)光伏發(fā)電站內光伏逆變器和無功補償裝置允許運行的最高7.3.2光伏發(fā)電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應在以下系統(tǒng)頻率變化率范圍內不脫網(wǎng)連續(xù)運行：a）在0.5s的滑窗時間內，頻率變化率≤±2Hz/s；b）在1s的滑窗時間內，頻率變化率≤±1.5Hz/s；c）在2s的滑窗時間內，頻率變化率≤±1.25Hz/s。7.4低短路比適應性7.4.1光伏發(fā)電站內的光伏逆變器和無功補償裝置應符合GB/T40594的要求，具備在低短路比條件下連續(xù)穩(wěn)定運行的能力。7.4.2根據(jù)GB/T40581的短路比指標，接入弱系統(tǒng)、極弱系統(tǒng)的光伏發(fā)電站應加強同步支撐能力，可通過配置同步調相機、具備同步支撐能力的光伏逆變器或儲能裝置等方式實現(xiàn)，其類型及容量范圍應結合光伏發(fā)電站實際接入情況通過專題研究確定。7.4.3接入弱系統(tǒng)、極弱系統(tǒng)的光伏電站，在系統(tǒng)故障清除后由低電壓穿越狀態(tài)恢復至正常運行狀態(tài)時，應及時控制動態(tài)電流，避免引起過電壓導致光伏發(fā)電站脫網(wǎng)，必要時應開展過電壓分析及抑制措施專題研究。7.5次/超同步振蕩光伏發(fā)電站接入短路比較低的電網(wǎng)，或近區(qū)存在串聯(lián)補償裝置、直流換流站的情況下，應按照GB38755和GB/T40594要求，開展次/超同步振蕩風險分析及防控措施專題研究。8功率預測8.1預測曲線和運行情況上報8.1.1光伏發(fā)電站應配置光伏功率預測系統(tǒng)，系統(tǒng)應具備0～240小時中期光伏功率預測、0～72小時短期光伏功率預測以及15分鐘～4小時超短期光伏功率預測功能，預測時間分辨率應為15分鐘。8.1.2光伏發(fā)電站應每日8時和14時前向電力調度機構上報兩次中期、短期光伏功率預測結果，應每15分鐘向電力調度機構上報一次超短期功率預測結果。8.1.3光伏發(fā)電站向電力調度機構上報光伏功率預測曲線的同時，應上報與預測曲線相同時段的光伏發(fā)電站預計開機容量數(shù)據(jù)。8.1.4光伏發(fā)電站應每15分鐘自動向電力調度機構上報當前時刻的開機總容量，光伏發(fā)電站應每5分鐘自動向電力調度機構上報光伏發(fā)電站實測氣象數(shù)據(jù)。8.2預測性能8.2.1中期光伏功率預測結果第十日（第217~240小時）月平均準確率應不低于75%。8.2.2短期光伏功率預測結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85%。8.2.3超短期光伏功率預測結果第4小時預測月平均準確率應不低于90%，第4小時預測月平均合格率應不低于90%。8.2.4光伏發(fā)電站功率預測準確率、合格率的計算方法見附錄D。8.2.5光伏發(fā)電站的光伏功率預測系統(tǒng)應支持在光伏發(fā)電站功率受限、光伏機組故障或檢修等非正常停機情況下的功率預測。8.2.6光伏發(fā)電站出力受限時刻進行預測精度計算時，應使用可用功率代替實際功率，可用功率的計算方法見附錄E。9電能質量9.1電壓偏差光伏發(fā)電站接入后，引起的公共連接點的電壓偏差應滿足GB/T12325的要求。9.2電壓波動和閃變光伏發(fā)電站接入后，引起公共連接點的電壓波動和閃變應滿足GB/T12326的要求。9.3諧波和間諧波9.3.1光伏發(fā)電站向所接入公共連接點注入的諧波電流應滿足GB/T14549的要求。9.3.2光伏發(fā)電站接入后，引起公共連接點的間諧波應滿足GB/T24337的要求。9.4電壓不平衡度光伏發(fā)電站接入后，引起并網(wǎng)點的電壓不平衡度應滿足GB/T15543的要求。9.5監(jiān)測與治理光伏發(fā)電站應配置電能質量實時監(jiān)測設備，設備應滿足GB/T19862的要求。當光伏發(fā)電站電能質量指標不滿足要求時，應安裝電能質量治理設備。10仿真模型和參數(shù)10.1仿真模型10.1.1光伏發(fā)電站應提供光伏逆變器、無功補償裝置、集電系統(tǒng)及場站控制系統(tǒng)的機電暫態(tài)和電磁暫態(tài)仿真計算模型和參數(shù)，且模型應通過驗證和準確性評價。10.1.2光伏發(fā)電站應提供短路電流計算模型，且模型應通過驗證和準確性評價。10.2參數(shù)變化光伏發(fā)電站應能跟蹤其各個元件模型和參數(shù)的變化情況，并根據(jù)電網(wǎng)運行的具體情況，配合開展性能和參數(shù)優(yōu)化工作。11二次系統(tǒng)11.1繼電保護及安全自動裝置11.1.1光伏發(fā)電站繼電保護及安全自動裝置應按照GB/T14285進行配置。繼電保護應適應光伏發(fā)電站及電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行需要，滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求。11.1.2光伏發(fā)電站集電系統(tǒng)故障應能快速切除，匯集線路保護快速段定值應對線路末端故障有靈敏度。專線接入公用電網(wǎng)的光伏發(fā)電站宜配置光纖電流差動保護，集電系統(tǒng)母線應配置母線差動保護。11.1.3光伏發(fā)電站應配置獨立的防孤島保護裝置，動作時間應不大于2s。防孤島保護應與電網(wǎng)側線路保護相配合。11.1.4光伏發(fā)電站升壓站應配置故障錄波設備，設備接入的模擬量及開關量應滿足調度機構的要求，并應具有足夠的記錄通道，能夠記錄故障前10s到故障后60s的數(shù)據(jù)；應具備繼電保護及安全自動裝置在線監(jiān)視與分析功能，匯集光伏發(fā)電站保護及故障錄波信息，并通過電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)與電力系統(tǒng)調度機構通信。11.1.5光伏發(fā)電站的二次設備及系統(tǒng)應滿足GB/T50866中的相關規(guī)定，并符合電力二次系統(tǒng)技術規(guī)范及電力二次系統(tǒng)安全防護要求。11.1.6光伏發(fā)電站二次設備供電應配置不間斷電源裝置或采用站內直流電源系統(tǒng)供電，在外部交流供電電源消失后，不間斷電源裝置帶負荷運行時間應大于60min。11.1.7光伏發(fā)電站應根據(jù)接入方案的安全穩(wěn)定計算結果，按需配置安全自動裝置。11.2光伏發(fā)電站調度自動化11.2.1光伏發(fā)電站應配置計算機監(jiān)控系統(tǒng)、有功功率控制系統(tǒng)、無功電壓控制系統(tǒng)、電能量采集系統(tǒng)、二次系統(tǒng)安全防護設備、調度數(shù)據(jù)網(wǎng)絡接入設備等，并應滿足DL/T5003要求及電力二次系統(tǒng)調度管理規(guī)范要求。11.2.2光伏發(fā)電站與電力系統(tǒng)調度機構之間的通信方式、傳輸通道和信息傳輸內容應符合調度機構的規(guī)定，包括提供遙測信號、遙信信號、遙調信號和其他安全自動裝置的信號，以及提供信號的方式和實時性要求等。11.2.3光伏發(fā)電站調度自動化系統(tǒng)遠動信息采集范圍應滿足電力系統(tǒng)調度自動化能量管理系統(tǒng)遠動信息接入規(guī)定的要求。光伏發(fā)電站與電力系統(tǒng)調度主站交換的運行信息內容與方式應符合GB/T40604的規(guī)定。11.2.4光伏發(fā)電站關口計量點應設在光伏發(fā)電站與電網(wǎng)、不同光伏發(fā)電站企業(yè)的產權分界處，計量裝置配置應符合GB/T50063、DL/T448的要求。11.2.5對于接入220kV及以上電壓等級的光伏發(fā)電站應配置同步相量測量裝置，對于接入110（66）kV電壓等級的光伏發(fā)電站可根據(jù)實際需求配置同步相量測量裝置。11.2.6光伏發(fā)電站應按照7.5規(guī)定的方法進行振蕩風險評估，當光伏發(fā)電站存在振蕩風險時，應配置寬頻測量裝置。11.2.7光伏發(fā)電站應配置全站統(tǒng)一的時鐘同步系統(tǒng)，對站內各二次系統(tǒng)和設備的時鐘進行統(tǒng)一授時。11.2.8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)定及配套防護方案的要求，并通過網(wǎng)絡安全等級測評和安全評估。11.3光伏發(fā)電站通信11.3.1通過220kV及以上電壓等級并網(wǎng)光伏發(fā)電站應具備兩條獨立的光纜通信通道，通過110(66）kV電壓等級并網(wǎng)光伏發(fā)電站應至少具備一條獨立的光纜通信通道。11.3.2光伏發(fā)電站與電力系統(tǒng)直接連接的通信設備應具有與系統(tǒng)接入端設備一致的接口與協(xié)議。注：通信設備包括光纖傳輸設備、脈碼調制終端設備、調度程控交換機、數(shù)據(jù)通11.3.3光伏發(fā)電站內的通信設備配置應按相關的設計規(guī)程執(zhí)行。12接入系統(tǒng)測試和評價12.1光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)前應進行測試和評價，并提供接入電力系統(tǒng)測試與評價報告。當光伏發(fā)電站改（擴）建后，應重新提交測試與評價報告。12.2光伏發(fā)電站申請接入電力系統(tǒng)測試前，應提供光伏逆變器、無功補償裝置以及光伏發(fā)電站的模型、參數(shù)和控制系統(tǒng)特性等資料，并在測試前30日將測試方案報所接入地區(qū)的電力系統(tǒng)調度機構備12.3光伏發(fā)電站應當在全部發(fā)電單元并網(wǎng)調試運行后6個月內向電力系統(tǒng)調度機構提供有關光伏發(fā)電站運行特性的測試和