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1、ICS27.160CCSF12备案号：202X-XX-XX发布ZB中华人民共和国能源行业标准NB/T32026202X代替NB/T320262015光伏发电站并网性能评价方法Evaluationmethodofgridconnectionperformanceforphotovoltaicpowerstation（征求意见稿）202X-XX-XX实施国家能源局发布目次前言II1范围12规范性引用文件13术语和定义14总体要求25评价条件与流程26有功功率控制能力评价27一次调频能力评价28无功电压控制能力评价39无功补偿装置并网性能评价310电能质量评价3H故障穿越能力评价512运行适应性评价
2、913综合评价1214评价报告14附录A（资料性）控制系统响应性能指标的图例说明15附录B（资料性）评价资料内容16附录C（资料性）有功功率恢复和无功电流注入判定方法17附录D（资料性）光伏发电站阻抗扫描方法19附录E（资料性）电网阻抗扫描方法21附录F（资料性）评价报告格式23本文件按照GBa1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件代替NB32026-2015光伏发电站并网性能测试与评价方法，与NB/T32026-2015相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a）删除了有功功率控制、电压控制、电能质量控制的测试相关内容（见2015版第5
3、、6、7章）；b）增加了“一次调频能力评价”方法（见第7章）；c）增加了“无功补偿装置并网性能评价”方法（见第9章）；d）增加了高电压穿越能力、连续低电压穿越能力和连续低高电压穿越能力评价方法（见第I1.5、11.6和11.7条）；e）增加了低短路比适应性和次/超同步振荡评价方法（见第12.3和12.4条）。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。本文件由中国电力企业联合会提出并归口。本文件主要起草单位：。本文件主要起草人：。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2015年4月首次发布；一本次为第一次修订。本文件执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业
4、联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）光伏发电站并网性能评价方法1范围本文件规定了光伏发电站并网性能评价的总体要求、评价条件与流程、有功功率控制能力评价、一次调频能力评价、无功电压控制能力评价、无功补偿装置并网性能评价、电能质量评价、故障穿越能力评价、运行适应性评价、综合评价和评价报告等内容。本文件适用于通过IOkV以上电压等级并网的新建、改建和扩建光伏发电站的并网性能评价。2规范性引用文件文件。GB/T14549GB/T19964GB/T24337GB/T29321GB/T32826GB/T32892GB/T40289GB/T40595下列文件中的内容通过文中的规范性引用
5、而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文件,仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本电能质量公用电网谐波光伏发电站接入电力系统技术规定电能质量公用电网间谐波光伏发电站无功补偿技术规范光伏发电站建模导则光伏发电站模型及参数测试规程光伏发电站功率控制系统技术要求并网电源一次调频技术规定及试验导则3术语和定义GB/T19964、GB/T40595界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1响应滞后时间delaytime从阶跃变化或事件开始时刻，至被控量的测量值变化量达到阶跃变化10%所需的时间（见附录A）。3.2上升时间risetime从阶跃
6、变化或事件开始时刻，至被控量的测量值变化量达到阶跃变化90%所需的时间（见附录A）o3.3响应时间responsetime从阶跃变化或事件开始时刻，至被控量的测量值第一次进入目标值预设的误差带所需的时间（见附录A）。3.4调节时间settlingtime从阶跃变化或事件开始时刻,至被控量的测量值持续保持在目标值预设的误差带内所需的最短时间NB/T32026XXXX（见附录A）。3.5超调量OVerShOOt被控量的最大测量值与目标值之差，用与目标值之比的百分数表示（见附录A）。3.6误差带toleranceband被控量的测量值与目标值之间的可接受偏差范围（见附录A）。4总体要求4.1 光伏发
7、电站并网性能应符合GB/T19964的相关规定。4.2 光伏发电站在并网前应完成并网性能评价，当光伏发电站改（扩）建后应重新进行并网性能测试与评价。4. 3光伏发电站应在全部机组并网试运行后6个月内向电力调度机构提交并网性能评价报告。4.4 光伏发电站并网性能评价内容应包括有功功率控制能力、一次调频能力、无功电压控制能力、无功补偿装置并网性能、电能质量、故障穿越能力、运行适应性等。4.5 当光伏发电站设备改造、软件升级、控制逻辑变更、控制参数或保护定值修改后，应根据电力系统要求，重新进行或补充测试与评价。5评价条件与流程5.1 开展并网性能评价工作前，光伏发电站应具备如下条件：a）光伏发电站内
8、所有并网逆变器均具有型式试验检测报告；b）光伏发电站完成GB/T19964要求的并网检测项目，具有并网检测报告。5.2 光伏发电站并网性能评价流程如下：a）资料收集。包括光伏发电站所接入电网数据、光伏发电站数据、光伏逆变器检测报告、光伏发电站检测报告等，评价资料具体内容见附录B；b）现场核查。核查光伏发电站实际配置与所提供资料信息的一致性；c）光伏发电站并网性能指标核查与计算分析；d）光伏发电站并网性能综合评价，编写评价报告。6有功功率控制能力评价6.1 有功功率变化根据光伏发电站有功功率控制能力测试报告，核查光伏发电站正常启动、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中1min有功功率最大变化速率是
9、否满足GB/T19964的相关要求。6.2 有功功率限值、定值和差值控制根据光伏发电站有功功率控制能力测试报告，核查光伏发电站有功功率控限值、定值和差值控制的响应时间和控制精度是否满足GBZT40289的相关要求。7一次调频能力评价根据光伏发电站一次调频能力测试报告，对以下内容进行核查：a）光伏发电站一次调频死区测量值与设定值是否基本一致，偏差宜不超过0.01Hz；b）光伏发电站一次调频有功功率响应的滞后时间、上升时间、调节时间和有功功率控制偏差是否满足GB/T19964的相关要求；c） 一次调频出力响应合格率、一次调频积分电量合格率和一次调频合格率是否满足电网要求；d） 一次调频与AGC指令
10、的控制逻辑是否满足电网要求。8无功电压控制能力评价8.1 光伏逆变器功率因数调节能力根据光伏逆变器并网性能测试报告,核查光伏逆变器功率因数运行范围是否满足GB/T19964的相关要求。8.2 光伏发电站无功电压控制能力根据光伏发电站无功电压控制能力测试报告，核查光伏发电站在定电压控制、定功率因数控制和定无功功率控制模式下的响应时间和控制精度是否满足GBZT29321的相关要求。9无功补偿装置并网性能评价根据无功补偿装置并网性能测试报告，对以下内容进行核查：a）装置的无功容量及无功功率控制能力、电压控制能力、电压斜率特性、动态响应时间等是否满足GB/T29321的相关要求；b）装置的谐波特性是否
11、满足GB/T14549的相关要求；c）装置的低电压穿越性能、高电压穿越性能、连续故障穿越性能是否满足电网要求，推荐的性能指标要求见表1。表1无功补偿装置故障穿越能力性能指标要求故障类型暂态无功电流调节比例系数K电压波动是否不脱网连续运行上升时间退出时间对称电压跌落/升高30ms30ms正序容性/感性1.5K3是不对称电压跌落/升高故障相容性/感性Ki.5非故障相/线电压波动小于3%10电能质量评价10.1闪变根据光伏发电站电能质量测试报告,对光伏发电站单独运行在并网点引起的长时间闪变值P乩PV进行核查：a）当外,pv13I偶次相位叠加系数1.11.21.41.81.9210.3 电压不平衡度根
12、据光伏发电站电能质量测试报告，核查并网点三相电压不平衡度是否满足GB/T15543的相关要求。11故障穿越能力评价11.1 概述光伏发电站故障穿越能力包括低电压穿越能力、高电压穿越能力和连续故障穿越能力，宜采用仿真验证的手段进行评价。11.2 模型要求光伏发电站模型应符合下列要求：a）光伏发电站电气仿真模型根据实际电气结构和参数在电力系统仿真软件中建模,为机电暂态仿真模型；b）光伏发电站电气仿真模型结构见图1,包括光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、集电线路、无功补偿装置、光伏发电站主升压变压器、光伏发电站继电保护等模型;c）光伏逆变器模型应通过仿真验证，模型基本结构和验证方
13、法依据GB/T32892执行；d）无功补偿装置模型宜通过仿真验证，模型基本结构和验证方法依据GBZT32892执行；e）集电线路、变压器和继电保护等模型依据GB/T32826的要求进行建模；f）外部电网模型可采用电压源加等效阻抗的方式进行等效,模型参数至少包括短路容量和电网等效阻抗，电网等效模型结构见图2；g）当光伏发电站所接入的公共连接点有其他光伏发电站接入时，宜考虑其他光伏发电站的影响；其他光伏发电站可采用等效模型，该等效模型应反映相应光伏发电站并网点的故障穿越特性；h）光伏发电站电气仿真模型计算步长宜为ImSIOmSo光伏发电站模型图1光伏发电站电气仿真模型示意图交流电源等效阻抗电网母线
14、图2电网等效模型结构示意图11.3 仿真工况要求光伏发电站故障穿越能力仿真工况见表3至表6。表中，UN为光伏发电站并网点额定电压；Umin,UmaX分别为光伏发电站正常运行时并网点的最小电压和最大电压；PN为光伏发电站额定功率；Qmin、。皿分别为光伏发电站并网点最小无功功率和最大无功功率。光伏发电站接入电网有特殊要求时，可根据电力调度机构要求设置仿真工况。表3光伏发电站低电压穿越能力仿真工况并网点故障前运行条件故障点电压跌落幅值(p.u.)电压跌落持续时间(ms)故障类型电压有功功率无功功率三相短路两相短路UNPN0光伏发电站并网点0.800.0518040.600.0514100.400.
15、0510170.200.056250+0.05150QnuIN0.800.0518040.600.0514100.40+0.0510170.200.056250+0.0515000.800.0518040.600.0514100.400.0510170.200.056250+0.05150Qmin0.800.0518040.600.0514100.400.0510170.200.056250+0.05150表4光伏发电站高电压穿越能力仿真工况并网点故障前运行条件故障点三相电压升高电压有功功率无功功率电压升高幅值(p.u.)持续时间(ms)UNPN0光伏发电站并网点1.200.03100001.
16、250.0310001.3OO.O3500Qmin1.200.03100001.250.0310001.3OO.O3500Ufnin01.200.03100001.250.0310001.30+0.03500QmaX1.200.03100001.250.0310001.3OO.O3500表5光伏发电站连续低电压穿越能力仿真工况并网点故障前运行条件故障点三相电压跌落三相电压跌落电压跌落间隔电压有功功率无功功率电压跌落幅值持续时间电压跌落幅值持续时间时间(p.u.)(ms)(p.u.)(ms)(ms)UNPN0光伏发电站并网点0.5+0.05700O.5O.O5700200+10QmaX0.50.
17、057000.50.05700200+10UmaX00.50.057000.50.05700200+10Qmm0.5+0.05700().5O.O57002+10表6光伏发电站连续低-高电压穿越能力仿真工况并网点故障前运行条件故障点三相电压跌落三相电压升高电压跌落-电压升高间隔时间(ms)电压有功功率无功功率电压跌落幅值(p.u.)持续时间(ms)电压升高幅值(p.u.)持续时间(ms)UNPN0光伏发电站并网点0.50.057001.300.035000+10QInaXO.5O.O5700l.3OO.O35000+10UnlaX00.5+0.057001.30+0.035000+10Qmin
18、0.50.057001300.035000+1011.4 低电压穿越能力仿真评价低电压穿越能力仿真评价按以下步骤开展：a)按照表3的工况设置光伏发电站并网点电压跌落故障，进行仿真计算；b)记录故障前至少1S到故障消失且有功功率、无功功率稳定后至少1S的仿真结果，包括光伏发电站并网点和光伏逆变器端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量；c)根据光伏逆变器的保护定值，核查每个工况下故障期间和故隙消失后的电压峰值及持续时间，判断光伏逆变器是否会脱网；d)计算每个工况下光伏发电站有功功率的恢复速率，判定光伏发电站的有功恢复能力是否满足GB/T19964的要求，具体方法见附录C；e)计算每个
19、工况下光伏发电站动态无功电流注入的上升时间、稳态值和比例系数，判定光伏发电站的动态无功支撑能力是否满足GB/T19964的要求，具体方法见附录Co11.5 高电压穿越能力仿真评价高电压穿越能力仿真评价按以下步骤开展：a)按照表4的工况设置光伏发电站并网点电压升高故障，进行仿真计算；b)记录故障前至少1S到故障消失且有功功率、无功功率稳定后至少1S的仿真结果，包括光伏发电站并网点和光伏逆变器端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量；c)根据光伏逆变器的保护定值，核查每个工况下故障期间和故隙消失后的电压峰值及持续时间，判断光伏逆变器是否会脱网；d)计算每个工况下电压升高期间光伏发电站的
20、有功功率与故障前有功功率的相对偏差,若偏差值2%Pn,则判定光伏发电站高电压穿越的有功控制能力满足GB19964的要求；e)计算每个工况下光伏发电站动态无功电流注入的上升时间、稳态值、比例系数和恢复时间，判定光伏发电站的动态无功支撑能力是否满足GB/T19964的要求，具体方法见附录Co11.6 连续低电压穿越能力仿真评价连续低电压穿越能力仿真评价按以下步骤开展：a）按照表5的工况设置光伏发电站并网点连续低电压穿越故障，进行仿真计算；b）记录故障前至少1S到故障消失且有功功率、无功功率稳定后至少1S的仿真结果，包括光伏发电站并网点和光伏逆变器端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量
21、；c）根据光伏逆变器的保护定值，核查每个工况下故障期间和故障消失后的电压峰值及持续时间，判断光伏逆变器是否会脱网；d）计算每个工况下光伏发电站有功功率的恢复速率，判定光伏发电站的有功恢复能力是否满足GB/T19964的要求，具体方法见附录C；e）计算每个工况下光伏发电站动态无功电流注入的上升时间、稳态值和比例系数，判定光伏发电站的动态无功支撑能力是否满足GB/T19964的要求，具体方法见附录C。11.7 连续低-高电压穿越能力仿真评价连续低-高电压穿越能力仿真评价按以下步骤开展：a）按照表6的工况分别设置光伏发电站并网点单次低-高电压穿越故障和连续三次低-高电压穿越故障，进行仿真计算；b）记
22、录故障前至少1S到故障消失且有功功率、无功功率稳定后至少IS的仿真结果，包括光伏发电站并网点和光伏逆变器端口电压、有功功率、无功功率和无功电流的基波正序分量；c）根据光伏逆变器的保护定值，核查每个工况下故障期间和故隙消失后的电压峰值及持续时间，判断光伏逆变器是否会脱网。12运行适应性评价12.1电压适应性根据光伏逆变器和无功补偿装置运行适应性测试报告,核查光伏逆变器和无功补偿装置的电压适应性是否满足GBZT19964的相关要求。12.2频率适应性根据光伏逆变器和无功补偿装置运行适应性测试报告,核查光伏逆变器和无功补偿装置的频率适应性是否满足GBZT19964的相关要求。12.3低短路比适应性光
23、伏发电站低短路比适应性按以下步骤进行评价：a）分别建立光伏逆变器控制器和无功补偿装置控制器硬件在环仿真平台，测试光伏逆变器和无功补偿装置的低短路比适应性，其中光伏逆变器推荐4种典型短路比：1.8、2.5、4、10,无功补偿装置推荐3种典型短路比：10、20、30；b）根据低短路比适应性测试数据,分别绘制光伏逆变器和无功补偿装置在不同短路比工况下的电压电流和有功无功曲线；c）判定不同短路比工况下，在所有测试阶段光伏逆变器、无功补偿装置输出的电压电流和有功无功曲线是否在合理范围内。NB/T32026XXXX注：当光伏发电站所接入电网对光伏逆变器和无功补偿装置的短路比适应性有特别要求时，以电网规定的
24、短路比适应性要求进行测试。12.4次/超同步振荡12.4.1概述光伏发电站宜采用电磁暂态仿真方式进行阻抗特性评估，以判断光伏发电站是否存在次/超同步振荡风险。12.4.2模型要求光伏发电站模型应符合下列要求：a）光伏发电站电气仿真模型根据实际电气结构和参数在电力系统仿真软件中建模,为电磁暂态仿真模型；b）光伏发电站电气仿真模型计算步长宜为IOUS-50us；c）其他要求见11.2条。12.4.3仿真工况要求表7光伏发电站仿真工况序号有功出力无功出力光伏逆变器无功补偿装置110%、20%、30%、40%、50%、60%、70%、80%、90%、1%最大容性最大容性2零出力3退出运行41.0最大容
25、性5零出力6退出运行7最大感性8最大感性最大感性9零出力10退出运行11静止无功发生器定电压控制模式，光伏逆变器定功率因数1.O注：有功出力采取光伏逆变器全开机、相同出力方式。12.4.4频域阻抗扫描与分析光伏发电站领域阻抗扫描与分析步骤如下：a）对光伏发电站阻抗特性进行扫描，扫描方法见附录D；b）计算光伏发电站阻抗扫描点的导纳矩阵hv（p）;AV(FP)=PV.11(fp)片V,21(P)V,12(P)pv,22(p)(4)C)d)对电网阻抗特性进行扫描，扫描方法见附录E；计算电网阻抗扫描点的导纳矩阵4(p)和电网阻抗Zg(Zp)；W=%必)8(fp)%2(力)n.22(4)(5)e)f)W
26、)=际(6)计算考虑与电网交互作用的光伏发电站阻抗ZPVC4)；ZPVC)y、1.X)。,/”)pvj,lp%x5)+%2(%)判定光伏发电站阻抗Zpv(,)与电网阻抗Z.(p)是否满足奈奎斯特稳定判据(见图3),有安全裕度Rmin，不同频段裕度要求见表8；并留图3稳定判据表8光伏发电站不同频段安全裕度要求频段I段2.5Hzf100Hz11段100HZgV300HzIn段300HZ姿100OHz安全裕度要求RminK).2Rmin02RlninK).1512.4.5时域电磁暂态仿真评估按照表7仿真工况，基于电磁暂态模型仿真验证光伏发电站接入电网是否发生振荡。12.4.6阻抗特性评估采用频域阻抗
27、扫描与时域仿真相结合的方法进行光伏发电站阻抗特性评估，当以下两个条件同时满足时，则判定光伏发电站阻抗特性满足要求：a）光伏发电站阻抗特性满足表8的要求；b）所有时域仿真工况下系统未发生振荡现象。13综合评价根据光伏发电站并网性能评价情况，给出光伏发电站并网性能综合评价结果（见表9）及相关建议。表9光伏发电站并网性能综合评价表序号评价项目评价内容标准（或电网）要求是否合格1有功功率控制能力正常运行情况下有功功率变化1min有功功率变化率10%Pn有功功率限值、定值、差值控制响应特性有功功率控制偏差1%Pn响应时间120s2一次调频能力一次调频死区测量值与设定值基本一致一次调频控制响应特性响应滞后
28、时间RS上升时间5s调节时间15s有功功率控制偏差1%Pn一次调频响应合格率出力响垃合格率满足电网要求积分电量合格率满足电网要求一次调频合格率满足电网要求与AGC协调控制能力一次调频控制优先级高于AGC3无功电压控制能力光伏逆变器功率因数运行范围在超前0.95滞后0.95的范围内动态可调定电压控制响应特性响应时间10s电压控制偏差0.005Un定功率因数控制响应特性响应时间WOS无功功率控制偏差5%Qb定无功功率控制响应特性响应时间10s无功功率控制偏差5%0,4无功补偿装置并网性能稳态响应特性无功容量：最大无功功率输出值与额定容量偏差2.5%Cn无功功率控制偏差2.5%b电压控制偏差S2.5
29、%UN装置接入点电压斜率在0.5%l0%之间动态响应时间V100mS谐波特性满足GB/T14549的相关要求故障穿越能力满足GBZT19964的相关要求5电能质量电压偏差引起公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的要求电压波动和闪变引起公共连接点的电压波动和闪变应满足GB/T12326的要求谐波和间谐波向所接入公共连接点注入的谐波电流应满足GB/T14549的要求：引起公共连接点的间谐波应满足GBZT24337的要求。电压不平衡引起公共连接点的电压不平衡度应满足GBzT15543的要求6故障穿越能力低电压穿越能力光伏逆变器和无功补偿装置不脱网连续运行：动态无功电流上升时间30ms动态无功
30、电流1.05n动态无功电流增量退出时间30ms有功功率恢复速率宜230%Pns高电压穿越能力光伏逆变器和无功补偿装置不脱网连续运行动态无功电流上升时间S30ms动态无功电流N1.05n动态无功电流增量退出时间与30ms连续低电压穿越能力具备至少连续两次低电压穿越的能力，且满足单次低电压穿越相关性能指标连续低高电压穿越能力具备低电压穿越后立即高电压穿越的能力，具备至少连续三次低.高电压穿越的能力7运行适应性电压适应性当并网点电压在标称电压的90%110%之间时，光伏逆变器和无功补偿装置应能正常运行电能质量适应性当并网点闪变值满足GBZT12326、谐波值满足GB/T14549.三相电压不平衡度满
31、足GBZT15543的规定时，光伏逆变器和无功补偿装置应能够不脱网连续运行频率适应性在GB/T19964规定的系统频率变化及频率变化率范围内，光伏逆变器和无功补偿装置不脱网连续运行低短路比适应性光伏逆变器和无功补偿装置应具备在低短路比条件下连续稔定运行的能力次/超同步振荡特性光伏发电站不应存在次/超同步振荡风险注1：PN为光伏发电站装机容量，单位为千瓦（kW）0注2：UN为光伏发电站并网点（或无功补偿装置接入点）的额定电压，单位为千伏（kV）O注3：QN为无功补偿装置额定容量，单位为千乏（kvar）。注4：Qb为光伏发电站（或无功补偿装置接入点）无功功率控制目标值，单位为干乏（kvar）（注5
32、：人光伏发电站额定电流，单位为安（八）。注6：当光伏发电站接入特高压直流送端近区时，对光伏发电站的连续低-高电压穿越能力进行评价。注7：当光伏发电站接入弱交流、极弱交流系统，或近区存在串联补偿装置、直流换流站时，对光伏发电站次/超同步振荡特性进行评价。14评价报告评价报告包含光伏发电站概况、评价项目、评价结果和意见建议等内容。评价报告格式见附录F。附录A（资料性）控制系统响应性能指标的图例说明控制系统响应性能指标说明见图A.1。图中：M阶跃起始时间；tp响应滞后时间；tr上升时间；ZR响应时间；tx调节时间；超调量；误差带。图A.1控制系统性能指标示意图附录B（资料性）评价资料内容8.1 电网
33、数据光伏发电站所接入地区电网的电源装机规模及电源结构、供电负荷、电网接线方式、公共连接点短路容量和所有接入设备容量、光伏发电站周边的变电站规模、相关电压等级、线路型号和长度等。8.2 光伏发电站数据光伏发电站基本信息：运营商、地理位置、装机容量、接入电压等级、光伏逆变器数量（台）、并网点数据信息等。光伏并网逆变器技术参数：制造商、型号、数量、额定功率、额定电压等。光伏发电站变压器技术参数：包括制造商、型号、额定电压（高/低压侧）、电压分接范围、接线组别、阻抗电压、负载损耗、空载电流、空载损耗等。光伏发电站接入系统设计报告。无功补偿设备的技术参数：制造商、类型、型号、额定容量、额定电压、额定电流
34、、输出容量范围、控制方式、安装位置等。8.3 并网检测报告光伏并网逆变器型式试验检测报告、光伏发电站并网检测报告。附录C（资料性）有功功率恢复和无功电流注入判定方法故障后光伏发电站有功功率恢复判定方法见图C.1。光伏发电站有功功率恢复速率可按式（C.1）计算：p-Pk?=-1.（C.1）%-蜀说明：1Pi为故障消失时刻光伏发电站有功功率；2P2为故障前光伏发电站有功功率的90%；3ai为故障消失时刻；4a2为有功功率恢复至持续大于P2的起始时刻；5UdiP为并网点跌落电压幅值与额定电压的比值。图C.1有功功率恢复判定方法示意图电压跌落期间光伏发电站无功电流注入判定方法见图C.2。光伏发电站无功
35、电流注入相关特性参数计算公式如下：无功电流注入值：(C.3)(C.4)无功电流输出响应时间:无功电流注入持续时间：说明：1/Q为标准要求的无功电流注入值的90%；2一一q为光伏发电站并网点无功电流曲线；3加为电压跌落开始时刻；4r为电压跌落期间光伏发电站无功电流注入持续大于Zq的起始时刻;5人为电压跌落期间光伏发电站无功电流注入持续大于q的结束时刻;6UdiP为并网点跌落电压幅值与额定电压的比值。图C.2无功电流注入判定方法示意图附录D(资料性)光伏发电站阻抗扫描方法D.1阻抗扫描原理利用电压扰动注入法扫描阻抗原理见图D.1,扰动信号分为正序电压信号和负序电压信号，扰动电压幅值为额定电压幅值1
36、%5%。扫描频率间隔为：1) 2.5HZ-IOHZ步长为0.1Hz：2) IOHZ-100HZ步长为1Hz；3) 100HZ-100oHZ步长为IOHz。图D.1电压扰动注入法扫描阻抗原理图D.2阻抗扫描条件1)电压源设置为理想电压源；2)测试光伏逆变器时，扫描点为升压变压器低压侧；测试静止无功发生器时，扫描点为装置输出端口；测试光伏发电站时，扫描点为并网点。D.3阻抗扫描内容采集扫描点三相电压、三相电流瞬时值，采样频率不低于5kHz,规定电流正方向为电网流向扫描点。将被测对象阻抗用22阶导纳矩阵表达如下：(D.1).Op)J/p)2(p)1a%p)M5-2工)厂与5)(yp)J(p-2)D.
37、4阻抗扫描步骤获取上述导纳矩阵的方法及步骤如下:1) 在被测对象端口串联注入频率为4的正序电压扰动;2) 利用FFT算法提取正序电压扰动分量(Tp)；3) 提取正序电流响应分量4pCp),计算X)=Aip(Zp)p(/p)(D.2)4) 当(p)(D.3)其中，“”表示复数共规。5)当,2工时，提取负序电流响应分量4；(JP-2/)，计算KM)=瓯5口)(D.4)P叫(p)6)7)8)按照D.1规定的频率间隔对力,=2.5,2.6,.,1000重复步骤1)-5)；在被测对象端口串联注入频率为力-2工的负序电压扰动；当力2工时，提取正序电压扰动分量4。(2工-覃，正序电流响应分量&p(2;-p)
38、和M(./p)，计算(2-p)产阳Qi)(D.5)%(阜=铛Ap(2工-p)其中，“”表示复数共规。9)当42工时，提取负序电压扰动分量A“n(p-2j),负序电流响应分量M5-2f),正序电流响应分量ApOp),计算(.p-2Z)山)(d,6,中)()10)按照D.1规定的频率间隔对p=2.5,2.6,.1000重复步骤7)9)。附录E(资料性)电网阻抗扫描方法E.1阻抗扫描原理利用电流扰动注入法扫描阻抗原理见图E.1,扰动电流信号分为正序信号和负序信号，扰动电流幅值为光伏发电站额定电流幅值1%5%。阻抗频率间隔为：1) 2.5Hz-IOHZ步长为0.1Hz；2) IoHZ-100HZ步长为
39、1Hz；3) 100HZ-100OHZ步长为IoHz.电流源被测对象图E.1电流扰动注入法阻抗扫描原理图E.2阻抗扫描条件1)电流源设置为理想电流源；2)阻抗扫描点为光伏发电站并网点。E.3阻抗扫描内容采集扫描点三相电压、三相电流瞬时值，数据采样频率不小于5kHz,规定电流正方向为理想电流源流向电网。A4(p)n(7p-2i)将电网阻抗用2x2阶导纳矩阵形式表达如下：(E.1)85),(p)儿5)44-2)(/p)%(p)E.4阻抗扫描步骤通过仿真获取上述导纳矩阵的方法及步骤如下:I)在被测对象端口并联注入频率为/0的正序电流扰动;2)利用FFT算法提取正序电压扰动分量Aq(p)；3)提取正序电流响应分量Ap(p),计算%(p)=与5)Ap(p)(E.2)4)当人2工时，提取正序电流响应分量AiP(2工-6)，计算(2-yp)Ap(p)(E.3)其中，“”表示复数共聊。5）当力,2;时，提取负序电流响应分量（4-2力），计算n(4-2Z)AM)(E.4)6）按照E.1规定的频率间隔对力=2.5,2.6,.,1OoO重复步骤1）-5）；7）在被测对象端口并联注入频
