2025光伏电站接入电网技术及标准

2025年大型光伏电站接入电网技术要求及相关标准第2页一、光伏发电技术特点及对电网影响二、光伏电站并网相关标准C报告提纲ontents三、大型光伏电站并网核心技术要求四、结论与建议大型光伏电站接入电网技术要求及相关标准1.1

我国光伏发电发展现状及模式我国光伏、风电等新能源发展迅猛，2021年底总装机6.35亿千瓦(光伏装机3.06亿)，占总电源装机比例27%，已成为仅次于火电的第二大电源。预计到2030年，我国新能源发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，超过全国最大负荷，部分省区新能源发电量占比超过50%2009-2021我国风电/太阳能发电装机情况(单位:MW)2021底我国电源构成情况第3页1.1

我国光伏发电发展现状及模式我国光伏发电呈集中式与分布式并举的发展态势，并网和消纳方式各异三北地区：建设千万千瓦级新能源基地，本地消纳+交直流远距离送出；中东部地区：集中式与分布式并举，交流并网，本地消纳为主；直流送出型新能源基地灵绍直流（至浙江绍兴）银东直流（至山东青岛）昭沂直流（至山东临沂）至湖南规划中弱同步支撑交流电网第4页多直流馈入受端电网1.2

光伏发电技术特性资源：随机波动性强，一次资源不可存储，出力不确定性大40752657867686760204060801004h8h24h光伏波动/装机（%）时间尺度青海西北1h光伏出力波动空间范围越大，出力波动越平滑。24小时内，区域电网比省级电网光伏发电波动幅度小10个百分点。区域电网光伏发电24h级出力最大波动依达76%。光伏发电量主要集中在夏、秋两季，约占60%。典型日出力特性5光伏发电周电量分布特性3%2%1%0%4%16

11

16

21

26

31

36

41

46

51冬季第5页春季20%冬季21%夏季31%秋季29%1.2

光伏发电技术特性黄河水电格尔木光伏电站一期200MW9种型号光伏逆变器，共392台6种型号光伏组件设备：能量密度低、单体容量小，单元数量多，协调控制难度大风电单机容量：1.5-10MW光伏逆变器容量1kW-5MW典型200MW风电场80台2.5MW风电机组主流火电机组容量：600-1000MW主流水电机组容量300-900MW第6页1.2

光伏发电技术特性控制：采用电力电子逆变器并网控制、过载能力弱，依赖电网支撑电力电子器件脆弱性：过电流、过电压能力差控制方式：基于电流源控制，采用锁相环跟踪电网频率电压，依赖电网提供较强的同步支撑控制快速灵活，可塑性强电站升压变压器光伏发电单元1站内汇集母线无功补偿光伏发电单元n-~单元升压变压器光伏方阵逆变器集电线路-~-~光伏发电站并网点站内集电升压系统光伏发电站光伏逆变器典型控制结构第7页1.3

大规模光伏发电对电网的影响大型基地近区常规水火电源少，电压和频率支撑能力不足，呈典型“弱电网”特征。风电、光伏具有弱支撑、低抗扰的特点，大规模接入导致系统暂态特性恶化、耐受大扰动冲击能力降低。电力电子设备控制环节多，交互耦合特性复杂，大规模集中接入引起的振荡问题突出，弱电网下尤为突出。故障发展速度大幅加快新能源特性瞬时过流能力有限，不具备原生惯量和电压源特性系统特性变化弱支撑干西干北干东第8页玉门桥湾布隆吉左公安二安二二场安二三场安二四场弱抗扰耐压能力不足，易触发过压保护、脱网故障传播路径极为复杂广梁红柳瓜州敦煌

莫高酒泉安马一场-7Mvar

安马二场安四安马安马宽频动态多频带分量宽频振荡问题显现桥西桥西桥六桥东

祁连换流站三场一场桥西二场桥西三场祁韶直流干西一场干西二场干西三场安二干东一场干东二场干东三场干北一场干北干北一场二场三场1.3

大规模光伏发电对电网的影响实际运行和仿真分析表明：弱电网条件下，交直流故障期间新能源的暂态过电压和系统频率/电压耦合失稳等暂态问题，新能源设备交互耦合产生的宽频带振荡等问题，已成为我国大型新能源基地本地消纳水平和直流外送能力受限的关键因素。上海9宁夏多直流送端风光集群(暂态过压/过频)扎鲁特风光集群(暂态过电压)藏中光伏集群(频率电压耦合失稳)祁邵直流送端风光集群(暂态过电压)陕武直流送端风光集群(暂态过电压+功角失稳)青豫直流送端风光集群(暂态过电压)张北柔直送端风光集群(暂态过电压)我国主要风光基地暂态稳定性问题0.4000.6000.8001.0001.200时间(秒)

Ip≥1.0

Ip=1.0

Ip=0.5Ip=0.10.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70青豫直流2次换相失败后闭锁，光伏/风电机端暂态过电压，最高1.4p.u.宁夏昭沂、银东直流同时闭锁，频率升高最高点50.5Hz2015年新疆哈密地区新能源次/超同步振荡问题，并导致火电机组脱网第9页1.4

沙戈荒风电光伏基地建设规划第10页省份序号项目名称建设规模(万千瓦)承诺利用率2022年投产容量(万千瓦)2023年投产容量(万千瓦)内蒙古1蒙西昭沂直流外送400万千瓦风光项目40095%2401602蒙西托克托外送200万千瓦风光项目20095%1001003蒙西库布齐200万千瓦光伏治沙项目20095%0200青海4青豫直流外送二期海南340万千瓦风光项目34084%802605青豫直流外送二期海西190万千瓦风光项目19084%601306海南300万千瓦光伏项目30084%802207海西160万千瓦光伏光热项目16084%401208海西茫崖100万千瓦风电项目10084%4060甘肃9河西武威张掖150万千瓦光伏治沙项目15085%1005010河西酒泉285万千瓦风光热项目28585%028511河西酒泉100万千瓦光伏项目10085%802012河西酒钢120万千瓦风光项目12098%5070陕西13陕北陕武直流外送一期600万千瓦风光项目60095%40020014陕北锦界府谷外送300万千瓦风光项目30095%200100宁夏15宁夏银东直流外送100万千瓦光伏项目10095%100016宁夏灵绍直流外送200万千瓦光伏项目20095%100100新疆(含兵团)17北疆乌鲁木齐100万千瓦风光项目10095%100018南疆140万千瓦光储项目14095%140019兵团南疆200万千瓦风光项目20095%10010020兵团北疆石河子100万千瓦光伏项目10095%5050第一批沙戈荒风电光伏基地项目总计4285万千瓦，部分直流外送项目缺乏同步电源支撑、直流输送能力受限，承诺的利用率水平偏低1.4

沙戈荒风电光伏基地建设规划沙漠基地项目名称配套电源(万千瓦)消纳市场输电通道新能源煤电扩建煤电改造库布齐鄂尔多斯新能源项目400660华北存量蒙西至天津南外送通道鄂尔多斯中北部新能源项目1000400华北新建蒙西至京津冀外送通道鄂尔多斯南部新能源项目1000400中东部新建蒙西外送通道鄂尔多斯中北部新能源项目500本地新建省内通道鄂尔多斯中北部新能源项目500本地新建省内通道鄂尔多斯南部新能源项目500本地新建省内通道乌兰布和阿拉善新能源项目1000400华北新建蒙西外送通道阿拉善新能源项目500本地新建省内通道阿拉善新能源项目600200本地新建省内通道腾格里腾格里沙漠基地东南部新能源项目1100332华中新建宁夏至湖南外送通道腾格里沙漠基地东南部新能源项目1100400中东部新建贺兰山至中东部外送通道腾格里沙漠基地河西新能源项目1100400华东新建河西至浙江外送通道腾格里沙漠基地东南部新能源项目600200本地新建省内通道腾格里沙漠基地河西新能源项目600200本地新建省内通道巴丹吉林酒泉西部新能源项目1100400中东部新建酒泉至中东部外送通道阿拉善新能源项目600本地新建省内通道河西嘉酒新能源项目600200本地新建省内通道第11页第二批沙戈荒风电光伏基地规划需配套建设或改造火电项目需配套新建多回特高压直流外送通道大型基地引起的系统安全稳定问题是影响直流送出能力和新能源利用率的核心问题。火电支撑稳定性的作用和挤占新能源利用率之间的矛盾？第12页一、光伏发电技术特点及对电网影响二、光伏电站并网相关标准C报告提纲ontents三、大型光伏电站并网核心技术要求四、结论与建议大型光伏电站接入电网技术要求及相关标准2.1

核心标准GB/T

19964

光伏发电站接入电力系统技术规定GB-Z19964-2005

光伏发电站接入电力系统技术规定国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定GB/T

19964-2012

光伏发电站接入电力系统技术规定2005.122009.072011.052012.12修订中2022~第13页2.2

配套标准GB/T

29321-2012

光伏发电站无功补偿技术规范升压变压器光伏发电单元1汇集母线无功补偿光伏发电单元n单元升压变压器光伏方阵集中式逆变器集电线路光伏发电站并网点集电升压系统厂站级控制系统-~-~光伏发电单元2规定了光伏发电站无功补偿容量要求、无功补偿装置要求、电压调节、无功电压控制系统相关要求；第14页2.2

配套标准GB/T

31365-2015

光伏发电站接入电网检测规程升压变压器光伏发电单元1汇集母线无功补偿光伏发电单元n单元升压变压器光伏方阵集中式逆变器集电线路光伏发电站并网点集电升压系统厂站级控制系统-~-~光伏发电单元2规定了光伏发电站并网性能的检测方法和流程；主要包括功率特性、运行适应性、低电压穿越、电能质量等方面。第15页2.2

配套标准GB/T

37408-2019

光伏发电并网逆变器技术要求升压变压器光伏发电单元1汇集母线无功补偿光伏发电单元n单元升压变压器光伏方阵集中式逆变器集电线路光伏发电站并网点集电升压系统厂站级控制系统-~-~光伏发电单元2规定了光伏逆变器详细的技术要求，含本体质量和并网性能；对逆变器进行分类，A类逆变器的技术要求面向大型光伏电站第16页2.2

配套标准GB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求升压变压器光伏发电单元1汇集母线无功补偿光伏发电单元n单元升压变压器光伏方阵集中式逆变器集电线路光伏发电站并网点集电升压系统厂站级控制系统-~-~光伏发电单元2规定了光伏发电站功率控制系统的技术要求和相关指标；细化了光伏发电站有功控制、无功电压控制的相关内容。第17页2.3其它相关标准标准号标准名称发布时间相关内容GB/T

31464电网运行准则2015原则性要求，与19964类似GB38755电力系统安全稳定导则2019规定新能源场站短路比应达到一定水平，新能源大规模脱网为第三级安全稳定标准的严重故障GB/T

40581电力系统安全稳定计算规范2021规定新能源发电单元升压变低压侧的多场站短路比不应低于1.5GB/T

40594电力系统网源协调技术导则2021要求在并网比重较高的地区提供惯量和短路容量支撑，必要时可配置调相机等装置GB/T

40595并网电源一次调频技术规定及试验导则2021规定新能源场站一次调频要求非专门针对光伏电站，从系统层面提出相关要求第18页第19页一、光伏发电技术特点及对电网影响二、光伏电站并网相关标准三、大型光伏电站并网核心技术要求C报告提纲ontents四、结论与建议大型光伏电站接入电网技术要求及相关标准光伏电站并网技术要求主要内容范围规范性引用文件术语与定义GB/T

19964

2012版主要章节目录电能质量仿真模型和参数二次系统并网检测有功功率功率预测无功容量电压控制低电压穿越运行适应性第20页3.1

有功功率现行标准相关技术要求GB/T

19964-2012

光伏发电站接入电力系统技术规定配置有功功率控制系统具备有功功率连续平滑调节的能力，能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率指令。爬坡率不超过10%装机容量/minGB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求第21页有功功率限值控制有功功率定值控制要求控制系统具备计算光伏发电站理论发电功率和可用发电功率的能力有功功率差值控制调频响应控制提出了四种有功功率控制模式3.1

有功功率GB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求现行标准相关技术要求功率设定值+1%PN功率设定值tP实际功率范围有功功率限值控制限制功率输出在设定值之下实际值与设定值之差不超过1%PN设定值变化时，120s内将有功功率平滑控制至新的设定值之下功率设定值+1%PN功率设定值功率设定值-1%PNtP实际功率范围有功功率定值控制跟踪发电计划和指令实际值与设定值之差不超过1%PN设定值变化时，15s~120s内将有功功率平滑调节至新的设定值功率设定值功率差值第22页t有功功率差值控制可用功率P一般与调频模式配合可用发电功率需大于20%PN有功功率控制在低于最大可发功率一定数值Pobj

Pa

P3.1

有功功率现行标准相关技术要求GB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求f

(Hz)P(MW)P00.1PN0死区fL1

f0

fH1Kf1Kf20.1PN49.850.20.1PN基本调频模式L1

N第23页L1

(

fL1

f

)

,

f

fH

1

NH

1

(

fH

1

f

)

,

f

fNN

P

K

f

P

K

Pf

参数建议取值范围典型值fL1/Hz49.9～49.9849.95fH1/Hz50.02～50.150.05KfL15～5033KH15～50333.1

有功功率现行标准相关技术要求分段调频模式f

(Hz)P(MW)P00.1PN0fL1

f0KL1KH1K

死区L2KH2ⅠⅡⅠⅡ49.8

fL2fH1

fH2

50.20.1PN0.1PNL1第24页L

2

NL

2

(

fL

2

f

)

,

f

fL

2

(

fL1

f

)

,

fL1H

1

NH

1H

2

(

fH

2

f

)

,

fH

2

NH

2NNNNN

K

PGB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求

f

K

P

f

ff

f

ff(

f

f

)

H

1

,

fff

P

K

P

K

P

参数建议取值范围典型值fL1/Hz49.9～49.9849.95fL2/Hz

49.90fH1/Hz50.02～50.0550.05fH2/Hz

50.10KL15～5020KH15～5020KL210~7040KH210~70403.1

有功功率西北电网关于光伏电站一次调频的技术要求现行标准相关技术要求P(MW)f(Hz)10%Pn49.8

49.94

50.06

50.210%Pn10%Pn电网高频扰动情况下，新能源场站有功功率降至额定负荷的10%时可不再向下调节；电网低频扰动情况下，新能源场站根据实时运行工况参与电网频率快速响应，不提前预留有功备用。123调频控制偏差指标调频控制偏差：风电应控制在额定出力的±2%以内，光伏应控制在额定出力的±1%以内。频率采样周期频率采样周期不大于100ms。2测频精度指标频率测量分辨率不大于0.003Hz。2测频精度指标频率测量分辨率不大于0.003Hz。5有功控制周期有功控制周期：新能源场站快速频率响应有功控制周期应不大于1s。4躲暂态过程要求新能源场站快速频

率响应功能应能躲过单一短路故障引起的瞬时频率突变。6第25页响应性能指标响应滞后时间thx响应时间t(3)

调节时间t0.9s3.1

有功功率现行标准相关技术要求部分一次调频控制器性能测试33.64.24.85.466.67.27.88.49P(MW)基于标准频率阶跃信号的开环测试49.549.649.749.849.95050.150.250.350.450.5Fre(Hz)PgFre0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550t

(s)控制逻辑设计不合理，导致指令队列阻塞严重01.22.43.64.867.28.49.610.812P(MW)100

120

140

160

180

200t

(s)基于标准频率阶跃信号的开环测试2040608049.549.649.749.849.95050.150.250.350.450.5Fre(Hz)PgFre快速频率响应期间未能正确闭锁AGC控制第26页3.1

有功功率GB/T

19964主要修订思路引入GB/T40289-2021中的有功限值、定值以及差值控制模式；引入调频控制模式（单独成为一个章节），现阶段仅考虑基本调频模式一次调频上调幅度参照其它电源以及GB/T

19963.1，限制在6%。可能不考虑引入惯量响应要求(GB/T

19963.1中要求惯量响应)第27页3.2

功率预测超短期功率预测时长：15min-4h上报要求：每15min自动向电网调度机构 滚动上报未来15min~4h的风电场发电功率 预测曲线，预测值时间分辨率为15min;GB/T

19964-2012相关要求短期功率预测：时长：0-72小时上报要求：每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0~24时风电场发电功率预测曲线，预测值时间分辨率为15min。第28页3.2

功率预测GB/T

19964主要修订思路（参照GB/T

19963.1-2021）增加0-240小时的中期功率预测要求增加上报开机容量和实测气象数据要求增加预测性能要求第29页3.3

无功配置和电压控制GB/T

19964

2012相关要求无功容量配置：适用对象无功容量光伏逆变器功率因数可在±0.95范围内可调10~35

kV接入电网功率可在±0.98范围内可调110（66）kV接入电网补偿自身无功需求以及送出线路一半的无功需求220kV及以上接入电网补偿自身无功需求以及送出线路全部的无功需求适用对象控制并网点电压范围光伏电站（10~35kV接入电网）参与电网电压调节光伏电站（110（66）kV接入电网）97%~107%光伏电站（220kV及以上接入电网）100%~110%电压控制：1P（pu）0Q（pu）0.31-0.31光伏逆变器无功范围要求第30页3.3

无功配置和电压控制GB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求控制对象光伏逆变器动态无功补偿装置第31页定电圧控制无功电压下垂控制控制模式定无功功率控制定功率因数控制控制原则夜间运行夜间零有功功率输出时应具备正常参与电网无功电压调节的能力其它要求应具备无功裕度（不影响发电能力）计算功能3.3

无功配置和电压控制GB/T

40289-2021

光伏发电站功率控制系统技术要求第32页定无功功率控制模式并网点无功功率由上级AVC给定实际值与设定值之差不超过

1%PN设定值变化时，将无功功率平滑调节至新的设定值，响应时间不超过10s定功率因数控制模式并网点无功功率与有功成正比实际值与设定值之差不超过

1%PN设定值变化时，将无功功率平滑调节至新的设定值，响应时间不超过10s定电压控制模式并网点电压由上级AVC

给定无功功率根据并网点电压偏差闭环控制电压控制偏差绝对值不超过设定值的0.5%电压死区设定在±0.3~

±1%UN无功电压下垂控制模式设定并网点电压参考值和下垂系数目标值：下垂系数Kqv一般为2~15，典型值为6电压死区设定在±0.5~±2%UN

Q0

Kqv

(UrefQobj

Umeas

)3.3

无功配置和电压控制GB/T

19964

主要修订思路(参照GB/T

19963.1-2021)修正逆变器无功范围引入GB/T

40289-2021中的多种控制模式，具备控制模式在线切换的功能。第33页3.4

故障穿越GB/T

19964

2012相关要求故障类型考核电压三相短路故障并网点线电压两相短路故障并网点线电压单相接地短路故障并网点相电压并网点电压跌至0pu时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s自故障清除时刻开始，以至少30％额定功率/秒的功率变化率恢复至正常发电状态自并网点电压跌落的时刻起，动态无功电流控制的响应时间不大于75ms，持续时间应不少于550ms无功电流馈入不应使并网点电压高于1.1倍注入电力系统的动态无功电流应满足：IT≥1.5×(0.9-UT)IN

(0.2≤UT≤0.9)IT≥1.05×IN

(UT<0.2)t<30ms1.

21.

110.

90.

80.

70.

60.

50.

40.

30.

20.

10-10

0.15

0.6251234时间(s)曲线1要求光伏发电站不脱网连续运行光伏发电站可以从电网切出光伏发电站并网点电压(pu)第34页3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题初始重载（P>0.8），电压跌落至80%电压跌落期间，不同厂家型号逆变器的有功功率和无功功率响应特性不同。型号1型号4型号7型号2型号5型号1型号4型号7型号2型号5型号3型号6型号1型号4型号7型号2型号5型号3型号6光伏逆变器故障穿越特性实测型号3型号6尽量保持故障前突降至较小值第35页3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题–弱交流电网案例新疆南部地区，光伏集中接入地区，常规电源少，每天潮流两次变更，白天外送电力，夜间受入电力，750kV联络线是唯一通道。白天光伏外送方式下，750kV线路故障，导致南疆光伏进入低电压穿越，不合理的控制参数容易引发光伏频繁进出低穿，造成系统电压失稳问题。伊犁乌苏凤凰乌北塔城五彩湾芨芨湖三塘湖哈密天山换流站天中直流达坂城吐鲁番和田莎车喀什巴楚阿克苏库车巴州亚中敦煌沙州烟墩木垒布尔津博州恒联五家渠金满(66+66)昌吉换流站古海雅丹(3*66+66)吉泉直流信友电厂(66+66)紫荆电厂白天外送夜间受入0.005.0015.0020.000.200.300.400.500.600.700.800.901.0010.00时间(秒)第36页δ(deg.)参数组一(p.u.)参数组二(p.u.)参数组三(p.u.)参数组四(p.u.)参数组五(p.u.)3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题–弱交流电网案例新jn喀发G1_陕韩二G1发电机相对功角变化曲线-20.0000.00020.00040.00060.00080.000参数组一(deg.)参数组二(deg.)参数组三(deg.)参数组四(deg.)参数组五(deg.)喀什750kV母线电压变化曲线0.2000.1000.3000.0010.0020.00

30.00

40.0050.0060.000.0010.0020.00

30.00

40.0050.0060.00时间(秒)时间(秒)0.4000.9000.8000.7000.6000.500参数组一(p.u.)参数组二(p.u.)参数组三(p.u.)参数组四(p.u.)参数组五(p.u.)恒润金光伏电站有功功率变化曲线0.0010.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00时间(秒)0.0000.0800.1600.2400.3200.400参数组一(p.u.)参数组二(p.u.)参数组三(p.u.)参数组四(p.u.)参数组五(p.u.)恒润金光伏电站无功功率变化曲线0.0010.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00时间(秒)0.1600.1400.1200.1000.0800.0600.0400.0200.000-0.020参数组一(p.u.)参数组二(p.u.)参数组三(p.u.)参数组四(p.u.)参数组五(p.u.)参数组1：光伏电站进入低电压穿越

状态，提供无功支撑，低电压穿越结束后，有功功率按照一定的速率恢复，该组参数做为基准参数对照；参数组2：低穿期间的无功支撑力度

更大，低穿结束后有功功率快速恢复；参数组3：低穿期间没有无功支撑，低穿结束后有功功率缓慢恢复；参数组4：低穿期间的无功支撑力度更大，低穿结束后有功功率缓慢恢复；参数组5：低穿期间没有无功支撑，低穿结束后有功功率快速恢复。第37页3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题–特高压直流送端基地2020年青豫直流（青海-河南）投运，送端换流站近区缺乏常规电源，距黄河水电机群300公里以上，电压支撑较为薄弱。青豫送端光伏占比高且，新能源直接接入换流站，与特高压直流交互影响，系统暂态特性复杂。特高压直流发生再启动、闭锁、换相失败等故障，均会在送端近区引发新能源机端暂态过电压问题；交流线路N-1和N-2也会引起新能源机端暂态过电压现象。0.5-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8三次换相失败后闭锁故障下机电仿真与电磁仿真对比11.5jidianrtlab机电第38页3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题–特高压直流送端基地基本原则：通过加快无功回撤速率减小无功反调，提高低穿期间有功出力，高穿期间吸收无功抑制过电压。新能源低穿无功系数对过压的影响kqv=2.5kqv=2.01.200

kqv=1.5参数内容优化方案无功低穿电流系数11.5-2(推荐1.5)有功低穿电流系数2=1（在优先无功的前提下，剩余能力发有功）有功恢复速度>=3无功高穿电流系数1>=1.5有功高穿功率系数1=1（在设备能力范围内，维持高穿有功功率）低穿清除后的无功电流回降时间<10ms𝑈𝑡𝑒𝑟𝑚𝐿𝑉<

𝑈

,𝐼𝑞_𝐿𝑉𝑅𝑇=

min

𝑘𝑞𝑣_𝐿𝑉𝑅𝑇

∙

𝑈𝐿𝑉−

𝑈𝑡𝑒𝑟𝑚+

𝐼

,

𝐼𝑞0

𝑚𝑎𝑥𝑝_𝐿𝑉𝑅𝑇𝐼 =

min

𝑘𝐼

,𝐼𝑃_𝐿𝑉𝑅𝑇

𝑝0

𝑚𝑎𝑥𝐼2𝑞_𝐿𝑉𝑅𝑇−

𝐼2𝑈𝑡𝑒𝑟𝑚

>

𝑈𝐻𝑉,𝐼𝑞_𝐻𝑉𝑅𝑇

=

min

𝑘𝑞𝑣_𝐻𝑉𝑅𝑇

∙

𝑈𝐻𝑉

−

𝑈𝑡𝑒𝑟𝑚

+

𝐼𝑞0,

𝐼𝑚𝑎𝑥𝐼𝑝_𝐻𝑉𝑅𝑇

=

min𝑘𝑃_𝐻𝑉𝑅𝑇

∙

𝑃0𝑈𝑡𝑒𝑟𝑚,

𝐼𝑚𝑎𝑥−

𝐼𝑞_𝐻𝑉𝑅𝑇2

20.4000.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70时间(秒)0.6000.8001.0000.4000.801.001.201.401.600.6000.8001.0001.2001.400时间(秒)Ip=0.1Ip=0.3Ip=0.7Ip=1.0新能源低穿有功电流大小对过压的影响（无高穿）0.4000.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70时间(秒)0.6000.8001.0001.200Ip≥1.0Ip=1.0Ip=0.5Ip=0.1新能源低穿有功电流大小对过压的影响（有高穿）新能源响应速度对过压的影响1.002.003.004.005.000.4000.000.6000.8001.0001.200时间(秒)第39页响应速度10ms响应速度5ms响应速度1ms故障期间IP和IQ协调3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题–特高压直流送端基地特性实测-0.200.20.40.60.811.21.42.52.72.93.13.33.53.7电压、电流、功率（p.u.）时间（s）UtermPtermIqterm0.20-0.21.41.210.80.60.42.72.93.13.33.53.7电压、功率、电流（p.u.）时间（s）Uterm

Pterm

Ipterm

Iqterm00.20.40.60.811.22.533.544.5电压、电流（p.u.）时间（s）Uterm

IptermIqterm参数1-11-22-12-2进出低穿阈值（p.u.）0.90.90.90.9无功低穿电流系数（p.u.）1.411.461.441.45有功低穿电流系数（p.u.）-（限流）有功恢复速度（p.u./s）33.23.43.5无功退出时间（ms）10101010进出高穿阈值（p.u.）1.11.11.11.1无功高穿电流系数（p.u.）1.321.381.351.35有功高穿功率系数（p.u.）11.010.970.96第40页3.4

故障穿越现行故障穿越标准实施中存在的问题–特高压直流送端基地1.11.151.21.251.31.35安装分布式调相机提升电压支撑能力暂态过电压网侧调相机站侧调相机SVG机组无功1

2

3

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7

8

9

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11不同无功补偿方式及占比对暂态过电压的抑制效果对比在青南接入的新能源汇集站配置21台分布式调相机（21年17台，22年4台），可提升青南新能源出力350万千瓦。在塔拉接入的新能源配置4台分布式调相机，可提升塔拉新能源出力70万千瓦。官亭拉西瓦西宁日月山班多海西汇明唐乃亥黄河共和光伏玛多塔拉玛尔挡果洛切吉西思明珠玉光伏香加莫合那仁华扬青南青豫直流昕阳旭明夏阳德吉沙柳#2#1调红旗#4汇#1调#2调#5调#1调#2调#5调#4调