NB-T 32026-2026《光伏发电站并网性能评价方法》

本文件适用于通过10kV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。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)适用于本在电压跌落故障清除后，自故障清除时刻起至光伏发电站有功功率恢复至故障前出力90%的时刻，光伏发电站有功功率在该时间段的平均变化率。24.1光伏发电站应在全部发电单元并网调试运行后6个月内完成并网性能评价，并网性能应符合GB/T19964的相关规定；当光伏发电站改(扩)建后应重新进行测试与评价。4.2评价前，应收集光伏发电站数据信息和并网检测报告等评价资料(见附录A),建立光伏发电站4.4通过测试结果评估和模型仿真分析对光伏发电站并网性能进行评价，评价项目应包括有功功率控制能力、无功功率控制能力、电能质量、故障穿越能力、运行适应性等，评价内容及性能要求见表1。4.6当光伏发电站完成设备改造、软件升级、控制逻辑修改、控制参数或保护定值修改后，应根据电力调度机构要求，重新进行或补充测试与评价。评价项目1有功功率控制能力1min有功功率变化速率≤10%PN定值控制定值控制响应时间≤120s限值控制响应时间≤120s差值控制响应时间≤120s响应滞后时间≤1s上升时间≤5s调节时间≤15s2无功功率控制能力定电压控制响应时间≤10s电压控制精度：≤0.5kV(220KV及以下电压等级)≤1.0kV(330KV及以上电压等级)定功率因数控制响应时间≤10s定无功功率控制响应时间≤10s无功功率控制偏差≤5%Q₆3电能质量闪变引起公共连接点的闪变应满足GB/T12326的要求引起公共连接点的间谐波电压应满足GB/T24337的要求电压不平衡度引起公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求4故障穿越能力低电压穿越能力动态无功电流：比例系数K₁宜为1.5~3(对称故障)、K₂和K₂宜≥1.5(不对称故障);上升时间≤30ms;退出时间≤30ms(对称故障)3高电压穿越能力时间≤30ms连续低电压穿越能力连续低-高电压穿越能力具备至少连续三次低-高电压穿越的能力5电压适应性电能质量适应定时，光伏逆变器和无功补偿装置能够不脱网连续运行定运行的能力次/超同步振荡注1:Pɴ为光伏发电站装机容量，单位为千瓦(kW)。注2:Un为光伏发电站并网点额定电压，单位为千伏(kV)。注3:Q为光伏发电站并网点无功功率控制目标值，单位为千乏(kva光伏发电站接入特高压直流送端近区时，对连续低-高电压穿越能力进行评价。评价。c)光伏发电站有功功率变化速率不合格时，对光照强度、温度、光伏逆变器性能、有功功率控制系统性能、储能系统性能等影响因素进行分析，提出光伏发电站有功功率变化速率整改建议；41min最大有功功率变化率1min最大有功功率变化率允许值并网1min有功功率变化率≤10%Pn光伏发电站有功功率调节能力按以下步骤进行评价：有功功率控制响应时间S允许值允许值有功功率控制响应时间S允许值允许值有功功率控制响应时间s允许值允许值55.3一次调频光伏发电站一次调频控制性能按以下步骤进行评价：a)根据光伏发电站功率控制能力检测报告，对光伏发电站一次调频频率阶跃扰动的测试结果进行响应滞后时间s上升时间S调节时间S率是否值值值值值值目标值值值值≤P≤注2:f₂和fH₂为一次调频欠频和过频动作达到饱和(限幅)的频率值。6光伏发电站无功功率控制性能按以下步骤进行评价：a)根据光伏发电站功率控制能力检测报告，对光伏发电站定无功功率控制、定功率因数控制和定电压控制的测试结果进行分析；无功控制点响应时间S允许值允许值注：Q和Qc为光伏发电站当前最大感性和最大容性无功功率输出能力限值。电压控制点响应时间S允许值允许值注1:UH和UL为光伏发电站并网点电压允许运行的最大值和最小值。注2:通过220kV及以下电压等级并网的光伏发电站，Uav取值0.5,通过330kV及以上电压等级并网的光伏发电站，Uav取值1.0。功率因数控制点响应时间S允许值允许值注：PF₂和PFc为光伏发电站当前最大感性和最大容性无功功率输出条件下的功率因数。7b)Pr₅Pv≥0.25,按照公式(1)和公式(2)分别计算光伏发电站并网点长时间闪变值Pr₅pv传递后…8单独运行并网点长时间闪变值传递至PCC点的长时间闪变值3572AA239间谐波电压含有率测量值%间谐波电压含有率限值%5注：根据公共连接点的负荷状况，光伏发电站间谐波电压含有率限值可以做适当的100Hz以下间谐波电压含有率不大于0.16;100Hz及以上间谐波电压含有率不大于0.4。光伏发电站引起的电压不平衡度按以下步骤进行评价：a)根据光伏发电站电能质量检测报告，对光伏发电站并网点电压不平衡度的测试结果进行分析；电压不平衡度95%概率值%电压不平衡度最大值%允许值允许值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、连续低g)光伏发电站所接入外部电网模型可采用电压源加等效阻抗的方式进行等效，模型结构见图2。光伏发电单元1光伏发电单元1光伏发电单元2集电线路n光伏发电单元n二无功补偿装置集电线路1]集电线路2b)记录故障前至少1s到故障清除且有功功率、无功功率稳定后至少1s的仿真结果，包括光伏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B;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B;故障点电压跌落幅值(标幺值)电压跌落持续时间故障类型电压0电站并网点√√√√√√√√√√√√√√0√√√√√√√√√√√√√√注2:Umin、Umax为光伏发电站正常运行时并网点的最小电压和最大电压；注3:Pɴ为光伏发电站额定功率；注4:Qmin、Qmax为光伏发电站并网点最小无功功率和最大无功功率。上升时间S比例系数退出时间S是否允许值允许值允许值允许值允许值注1:三相短路故障工况，Kav取值为1.5~3.0;两相短路故障工况，正序与负序动态无功电流比例均为≥1.5。注2:三相短路故障工况，Tav取值为≤30;两相短路故障工况不考核动态无功电流退出时间。b)记录故障前至少1s到故障清除且有功功率、无功功率稳定后至少1s的仿真结果，包括光伏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B;故障点电压电压升高幅值(标幺值)持续时间(ms)0并网点0上升时间s比例系数退出时间SI是否允许值允许值允许值允许值允许值a)按照表19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；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B;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B;故障点间隔时间电压电压跌落幅值(标幺值)持续时间电压跌落幅值(标幺值)持续时间0电站并网点0上升时间s比例系数退出时间s是否允许值允许值允许值允许值允许值8.5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：故障点电压跌落-电压升高间隔时间电压电压跌落幅值(标幺值)持续时间电压升高幅值(标幺值)持续时间0电站并网点0光伏逆变器是否脱网无功补偿装置是否脱网能够不脱网连续运行光伏发电站电压适应性按以下步骤进行评价：e)光伏发电站电压适应性评价结果不合格时，对光伏逆变器性能、无功补偿装置性能进行分析，提出光伏发电站电压适应性整改建议；电压幅值设定值电压幅值测量值实际运行时间要求运行时间电压幅值设定值电压幅值测量值实际运行时间要求运行时间无功补偿装置是否光伏发电站电能质量适应性按以下步骤进行评价：(包括闪变、谐波、电压不平衡)适应性的测试结果进行分析；f)光伏发电站电能质量适应性评价结果不合格时，对光伏逆变器性能、无功补偿装置性能进行分析，提出光伏发电站电能质量适应性整改建议；电压波动幅度%电压波动频度值P₃测量值实际运行时间要求运行时间网运行66数值%%实际运行时间要求运行时间网运行35数值%值%实际运行时间要求运行时间网运行24%电压总谐波畸%电压总谐波畸变率测量值%实际运行时间间行728214252162721注：电压总谐波畸变率35kV设置为3%,10kV设置为4%。不平衡度设定%值%实际运行时间要求运行时间电流不平衡度%行电压波动幅度%电压波动频度值P₄测量值实际运行时间要求运行时间并网运行66数值%值%实际运行时间要求运行时间是否连续并网35数值%值%实际运行时间要求运行时间是否连续并网24%电压总谐波畸%电压总谐波畸变率测量%实际运行时间间装置是否连续并网728214252162721注：电压总谐波畸变率35kV节点设置为3%,10kV节点设置为4%。不平衡度设定%值%实际运行时间要求运行时间电流不平衡度%是否连续并网光伏发电站频率适应性按以下步骤进行评价：a)根据光伏逆变器和无功补偿装置运行适应性检测报告，对光伏逆变器和无功补偿装置频率适应性的测试结果进行分析；g)光伏发电站频率适应性评价结果不合格时，对光伏逆变器性能、无功补偿装置性能进行分析，频率范围实际运行时间S要求运行时间S小于46.5大于51.5注1:无和f为光伏逆变器允许运行的最低频率和最高频率。注2:TFL1和TrH由光伏逆变器允许运行的最低频率和最高频率确频率范围实际运行时间S要求运行时间S无功补偿装置是否小于46.5大于51.5注1:f₂和fH₂为无功补偿装置允许运行的最低频率和最高频率。注2:TeL₂和TH₂由无功补偿装置允许运行的最低频率和最高频率确定。光伏发电站低短路比适应性按以下步骤进行评价：a)根据光伏逆变器和无功补偿装置运行适应性检测报告，对光伏逆变器和无功补偿装置低短路比适应性的测试结果进行分析；b)所有测试工况下，光伏逆变器和无功补偿装置的低短路比适应性均满足性能要求，判定光伏发电站低短路比适应性评价结果为合格，反之判定评价结果为不合格；测试项目实际运行时间要求运行时间光伏逆变器是否3启动并网33启动并网测试项目短路比实际运行时间要求运行时间否连续并网运行3启动并网33启动并网33启动并网33启动并网3注1:Q、Q为无功补偿装置输出的感性和容性无功功率；注2:Qn为无功补偿装置额定容量。长宜为10us-50us,模型其他要求见8.1条；c)记录至少10s的仿真结果，包括光伏发电站并网点和光伏逆变器端口三相电压和三相电流瞬d)对光伏发电站并网点和光伏逆变器端口三相电压、三相电流进行波形特征观测及频谱分析，判断光伏发电站是否发生振荡；有功出力无功出力12零出力3定功率因数1.04零出力567零出力8注：有功出力采取光伏逆变器全开机、相同出力方式。是否发生振荡光伏逆变器端口三相电压和光伏发电站不应存在次/超同光伏发电站频域阻抗特性分析与时域仿真分析结果满足以下条件，判定光评价报告包含光伏发电站概况、评价项目、评价结c)光伏并网逆变器技术参数，包括制造商、型号、数量、额定功率、额定电压等。d)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、f)储能系统(若有)技术参数，包括制造商、类型、额定容量、额定电压、额定电流、输出容量范围、控制方式、安装位置等。g)光伏发电站接入系统设计报告。A.2.1光伏逆变器型式试验检测报告，包括电能质量检测报告、功率控制能力检测报告、故障穿越能A.2.2光伏发电站并网检测报告，包括功率控制能力检测报告、电能质量检测报告、无功补偿装置并网性能检测报告和储能变流器并网性能检测报告(若有)。 无功电流注入持续时间：tlas=t,2-t,1……………1——I为标准要求的无功电流注入值的90%;(资料性)光伏发电站概述包括光伏发电站所处位置，装机容量，光伏发电单元构成压等级、频率、电压和频率允许的偏差范围)等内容。评价信息包括评价单位、评价依据、评价项目等。记录光伏发电站有功功率限值控制、定值控制和差值控制评价结果。记录光伏发电站并网运行引起的闪变评价结果。记录光伏逆变器和无功补偿装置的频率适应性评价结果。通过频域阻抗特性分析和时域仿真分析进行光伏发电站次/超同步振荡风险评估，根据阻抗扫描数据绘制不同运行工况下光伏发电站与电网阻抗特性对比