光伏电站并网性能测试与评价方法

马建文

光伏电站并网性能测试与评价方法
1　范围
本标准规定了光伏电站并网性能的测试项目、测试设备、测试和评价方法。
本标准适用于通过35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的光伏电站。
其他光伏电站可参照执行。
2　规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 12325 电能质量 供电电压偏差
GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变
GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波
GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡
GB/T 15945 电能质量 电力系统频率偏差
GB/T 17626.7 电磁兼容-试验和测量技术：供电系统及所连设备谐波、间谐波的测量和测量仪器导则
GB/T 17626.15 电磁兼容性 试验和测量技术 闪烁仪功能和设计规范
GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定
IEC 61000-4-30 电磁兼容性（EMC）第4部分：试验和测量技术 第30节：电能质量测量方法（Electromagnetic compatibility (EMC) Part 4-30- Testing and measurement techniques - Power quality measurement methods）
3　术语和定义
GB/T 19964界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1　
光伏发电单元  PV power unit
具备独立发电能力的光伏发电最小单元。
3.2　
额定功率  rated power
光伏电站所有光伏逆变器的额定功率之和。
3.3　
负载测试  on-load test
在被测光伏电站或光伏发电单元并网运行的情况下，利用低电压穿越测试装置在测试点产生电网电压跌落的测试。
4　测试条件
光伏电站并网性能测试前，应具备以下条件：
a)        光伏电站95%以上光伏发电单元可正常运行。
b)        测试期间，光伏逆变器及影响并网特性的光伏电站主设备状况不应发生变化。
c)        光伏电站能够接收电网调度机构远方发送的有功功率控制信号，调节光伏发电单元的有功功率。
d)        光伏电站能够接收电网调度机构远方发送的电压/无功功率控制信号，调节光伏发电单元、光伏电站无功补偿装置的无功出力。
5　测试项目
5.1　有功功率
5.1.1　有功功率变化
测试光伏电站1min有功功率变化，包括正常运行、正常启动和正常停机的情况。
5.1.2　有功功率设定值控制
设定光伏电站在某一时间段内的输出有功功率值，具体运行范围由电网调度部门确定。在光伏电站输出功率大于80%额定功率时，测试光伏电站跟踪设定值运行的能力并给出曲线。
5.2　无功功率
5.2.1　无功容量
保证光伏电站电压在安全范围的情况下，测试光伏电站最大容性无功容量和最大感性无功容量。
5.2.2　电压调节能力
在下列两项中选择一项，测试光伏电站对并网点电压调节、保持的能力：
a)        测试光伏电站调节并保持并网点电压在调度运行方式要求的电压上、下限值之间的能力。
b)        测试光伏电站调节并保持并网点电压在GB/T 19964要求范围内的能力。
5.3　电能质量
光伏电站的电能质量测试项目包括闪变、谐波和间谐波。
5.3.1　闪变
测试光伏电站在连续运行时产生的长时间闪变值。
5.3.2　谐波和间谐波
光伏电站内的光伏发电单元全部停机时，测试背景电压总谐波畸变率、各次谐波电压和间谐波电压。光伏电站正常运行时，测试光伏电站引起的谐波电流和间谐波电压。
6　测试设备
6.1　电压互感器
电压互感器的准确度等级不低于0.5级，符合GB1207的要求。
6.2　电流互感器
电流互感器的准确度等级不低于0.5级，符合GB1208的要求。
6.3　数据采集系统
数据采集系统用于采集、存储并计算测试过程中的所有数据，其中三相电压、三相电流通道采样频率应不低于5kHz，分辨率不低于12bit。
6.4　谐波测量设备
谐波测量设备应符合GB/T 17626.7的要求。电压互感器和电流互感器的频率响应范围应能满足谐波和间谐波测量的要求。
7　测试方法
7.1　有功功率
7.1.1　有功功率变化
7.1.1.1 正常运行
光伏电站正常运行时的有功功率变化测试方法如下：
a)        在光伏电站正常运行情况下，采集并网点三相电压、三相电流，采样频率不低于800Hz。光伏电站输出功率从0至额定功率的80%，以10%的额定功率为区间，每个功率区间、每相应至少采集5个10min时间序列的瞬时电压和电流值；通过计算得到各功率区间的有功功率0.2s平均值。
b)        以测试开始作为零时刻，计算零时刻至60s时间段内光伏电站输出功率最大值和最小值，两者之差为1min有功功率变化；计算0.2s至60.2s时间段内光伏电站输出功率最大值和最小值，得出相应1min有功功率变化，依此类推，计算出光伏电站正常运行时的1min有功功率变化。
c)        记录测试期间光伏电站的气象参数和光伏电站内逆变器等主要设备的实际运行情况。
7.1.1.2 正常启动
光伏电站正常启动时的有功功率变化测试方法如下：
a)        当光伏电站的输出功率达到或超过额定容量的75％时，切除全部运行光伏发电单元；之后光伏电站重新并网，此时为测试开始零时刻，计算0至60s时段内光伏电站输出功率最大值和最小值，两者之差为1min有功功率变化；计算0.2s至60.2s时段内光伏电站输出功率最大值和最小值，得出相应1min有功功率变化，依此类推，计算出光伏电站正常启动时的1min有功功率变化。
b)        测试期间光照度应满足光伏电站输出功率在额定容量75％以上的要求，并记录测试期间光伏电站的气象参数和光伏电站内逆变器等主要设备的实际运行情况。
7.1.1.3 正常停机
光伏电站正常停机时的有功功率变化测试方法如下：
a)        当光伏电站的输出功率达到或超过光伏电站额定容量的75％时，切除全部运行光伏发电单元，此时为测试开始零时刻，计算0至60s时段内光伏电站输出功率最大值和最小值，两者之差为1min有功功率变化；计算0.2s至60.2s时段内光伏电站输出功率最大值和最小值，得出相应1min有功功率变化，依此类推，计算出光伏电站正常停机时的1min有功功率变化。
b)        记录测试期间光伏电站的气象参数和光伏电站内逆变器等主要设备的实际运行情况。
7.1.2　有功功率设定值控制
在光伏电站输出功率达到或超过额定功率的75%时，对光伏电站的有功功率设定值控制能力进行测试，测试方法如下：
a)        设置光伏电站的有功输出控制曲线。
b)        采集光伏电站并网点三相电压、三相电流、气象参数以及设定值控制信号，采样频率不低于800Hz。
c)        计算光伏电站输出有功功率0.2s平均值，并给出光伏电站有功功率跟踪设定值变化的曲线。
d)        记录测试期间光伏发电单元的运行情况、光伏电站有功功率控制方式和气象参数。光伏电站有功功率设定值变化曲线示例见附录A。
7.2　无功功率
7.2.1　无功容量
a)        测试前，按照调度要求的光伏电站母线电压上限设置光伏电站过压控制保护定值，设置光伏电站过流保护定值。
b)        当光伏电站输出功率在0~20%、20%~40%、40%~60%、60%~80%额定功率四个区间内时，进行下列测试：
1)        下调并网点电压，直至电压达到调度要求的母线电压下限值或风电场减无功功能闭锁。
2)        上调并网点电压，直至电压达到调度要求的母线电压上限值或风电场增无功功能闭锁。
c)        测试期间，在光伏电站并网点采集三相电压、三相电流、气象参数以及设定值控制信号，采样频率不低于800Hz。
d)        计算光伏电站输出有功功率、无功功率0.2s平均值，并给出有功功率与无功功率特性曲线。
e)        记录测试期间光伏电站的实际运行情况、无功补偿设备运行情况和气象参数。
7.2.2　电压调节能力
a)        测试前，按照调度要求的光伏电站母线电压上限、下限设置光伏电站过压、低压控制保护定值，设置光伏电站过流保护定值。
b)        进行5.2.2  a）的试验项目时，按照如下步骤进行：
1)        下调并网点电压，直至电压达到调度要求的母线电压下限值或光伏电站减无功功能闭锁；
2)        上调并网点电压，直至电压达到调度要求的母线电压上限值或光伏电站增无功功能闭锁。
进行5.2.2  b）的试验项目时，按照如下步骤进行：
1)        下调并网点电压，直至电压达到调度要求的母线电压下限值或光伏电站减无功功能闭锁；
2)        在1）的基础上下调并网点电压，直至电压达到GB/T 19964要求的电压下限值或光伏电站减无功功能闭锁；
3)        上调并网点电压，直至电压达到调度要求的母线电压上限值或光伏电站增无功功能闭锁。
4)        在3）的基础上上调并网点电压，直至电压达到GB/T 19964要求的电压上限值或光伏电站增无功功能闭锁；
c)        在光伏电站并网点采集三相电压、三相电流、气象参数以及设定值控制信号，采样频率不低于800Hz。
d)        计算光伏电站输出有功功率、无功功率1s平均值。
e)        给出光伏电站并网点电压随设定值变化的曲线。
f)        给出光伏电站有功功率、无功功率和并网点电压的对应曲线。
g)        记录测试前光伏电站并网点电压，以及测试期间光伏电站的实际运行情况、无功补偿设备运行情况和气象参数。
电压控制曲线示例在附录B中给出。
7.3　电能质量
7.3.1　闪变
在光伏电站正常运行时，测试并网点引起的的闪变，测试方法如下：
a)        采集并网点电压和电流序列u(t)和i(t)，采样频率不低于5kHz。光伏电站输出功率从0至额定功率的80%，以10%的额定功率为区间，每个功率区间、每相应至少采集5个10min时间序列瞬时电压和瞬时电流值，功率测试结果为10min平均值。
b)        将u(t)输入与GB/T 12326一致的闪变算法，求出每一个10min数据集合的短时间闪变值Pst。根据GB/T 12326计算相应的长时间闪变值Plt，并将长时间闪变Plt的最大值记为光伏电站正常运行时的长时间闪变值Plt1。
c)        光伏电站停运时，测量电网的背景长时间闪变值Plt0，周期为24h。根据式（1）计算光伏电站单独引起的长时间闪变值Plt2。
         ……………………………（1）
7.3.2　谐波和间谐波
光伏电站的谐波和间谐波测试方法如下：
a)        在光伏电站停运时测量并网点的电压总谐波畸变率、各次谐波电压和间谐波电压，测试周期为24h。
b)        光伏电站正常运行时，输出功率从0至额定功率的80%，以10%的额定功率为区间，每个功率区间、每相应至少采集5个10min时间序列瞬时电流值和瞬时电压值，功率测试结果为10min平均值。
c)        根据GB/T 17626.7计算每个10min数据集的谐波电流和间谐波电压。
d)        给出光伏电站引起的谐波电流、电流总谐波畸变率和间谐波电压的最大值。
8　评价方法
8.1　有功功率
8.1.1　正常运行情况下有功功率变化
根据光伏电站并网检测报告，查看光伏电站正常启动、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中有功功率最大变化速率，判定光伏电站正常运行情况下有功功率变化与GB/T 19964要求的符合性。
8.1.2　有功功率设定值控制
根据光伏电站并网检测报告，计算有功功率设定值控制的最大偏差和响应时间，判定方法见附录C。光伏电站有功功率控制性能指标要求如下：
a)        光伏电站有功功率设定值控制允许的最大偏差不超过光伏电站装机容量的5%。
b)        光伏电站有功功率控制响应时间不超过60s。
c)        有功功率控制超调量σ不超过光伏电站装机容量的10%。
从光伏电站接收到电网调度机构实时下发的有功功率控制指令开始60s后，光伏电站有功功率实际值与设定目标值的绝对偏差不超过光伏电站装机容量的5%；对于通过下调出力（上调出力）达到设定目标值的情况，在有功功率调节过程中，有功功率实际最小值（最大值）与设定值的绝对偏差不超过光伏电站装机容量的10%。附录D为光伏电站有功功率设定值控制运行要求示例。
8.2　无功功率
8.2.1　光伏逆变器功率因数调节能力
根据光伏逆变器并网检测报告，查看光伏逆变器功率因数运行范围，判定光伏逆变器功率因数调节能力与GB/T 19964要求的符合性。
8.2.2　无功容量配置
根据光伏电站并网检测报告，查看光伏电站配置的无功装置类型及其容量范围与光伏电站无功接入审查意见的符合性。
8.2.3　无功调节能力
根据光伏电站并网检测报告，计算光伏电站电压指令控制期间无功功率的调节速度，判定方法与光伏电站有功功率设定值控制能力的判定方法相同，见附录D。
光伏电站无功调节性能指标要求：光伏电站无功功率调节的稳态控制响应时间不超过30s。
8.3　电能质量
8.3.1　闪变
根据光伏电站并网检测报告，核查光伏电站在其所接入公共连接点引起的长时间闪变值Plt,PCC与GB/T 12326要求的符合性。
按照式（2）计算光伏电站并网点长时间闪变值Plt,PV传递后，在其所接入公共连接点上引起的长时间闪变值Plt,PCC。
     ……………………………（2）
式中：
       ——光伏电站并网点长时间闪变值传递到公共连接点的传递系数；
  ——光伏电站并网点长时间闪变值传递到公共连接点，在公共连接点引起的长时间闪变值；
   ——光伏电站并网点上的长时间闪变值；
——光伏电站并网点短路时公共连接点流向光伏电站并网点的短路容量；
  ——公共连接点的短路容量；
  ——公共连接点短路时光伏电站并网点流向公共连接点的短路容量。
若Plt,PV<0.25，则可以不经闪变核算允许接入电力系统；若Plt,PV>0.25，则按照以下方法计算光伏电站的闪变限值。
首先求出接于公共连接点的全部负荷产生闪变的总限值G：
           ……………………………（3）
式中：
LP ——公共连接点对应电压等级的长时间闪变值Plt限值；
LH ——上一电压等级的长时间闪变值Plt限值；
T ——上一电压等级对下一电压等级的闪变传递系数，推荐为0.8。不考虑超高压（EHV）系统对下一级电压系统的闪变传递。各电压等级的闪变限值见GB/T 12326。
光伏电站的闪变限值EPV为：
          ……………………………（4）
式中：
SPV ——光伏电站装机容量，单位兆伏安（MVA）；
St    ——公共连接点接入设备总容量，单位兆伏安（MVA）；
F   ——波动负荷的同时系数，其典型值F=0.2～0.3（但必须满足SPV/F≤St）。
8.3.2　谐波和间谐波
当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，谐波电流允许值按照式（5）进行修正。
             ……………………………（5）
式中：
Sk1 ——公共连接点的最小短路容量，单位兆伏安（MVA）；
Sk2 ——基准短路容量，单位兆伏安（MVA）；
Ihp ——第h次谐波电流允许值，单位安培（A）；
Ih,PCC  ——短路容量为Sk1时的第h次谐波电流允许值，单位安培（A）。
根据光伏电站并网检测报告，核查光伏电站向电力系统注入的各次谐波电流与GB/T 14549要求的符合性。光伏电站向电力系统注入的谐波电流允许值按照式（6）计算：
          ……………………………（6）
式中：
St.h        ——公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量，单位兆伏安（MVA）；
Ih,PV  ——光伏电站第h次谐波电流允许值，单位安培（A）；
Ih,PCC ——公共连接点第h次谐波电流允许值，单位安培（A）；
a     ——相位叠加系数，按表2取值。
表1　谐波的相位叠加系数
谐波次数h        3        5        7        11        13        9︱>13︱偶次
相位叠加系数a        1.1        1.2        1.4        1.8        1.9        2

根据光伏电站并网检测报告，查看光伏电站引起的各次间谐波电压含有率是否在表2规定的限值以内。
表2　光伏电站间谐波电压含有率限值
电压等级        频率（Hz）
        100        100～800
1000V及以下        0.16        0.4
1000V以上        0.13        0.32

8.4　低电压穿越能力
8.4.1　模型要求
光伏电站低电压穿越能力宜采用仿真的手段进行评价。仿真模型应包括光伏电站内所有电气设备，如光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、电力线路、无功补偿设备、光伏电站主变压器、光伏电站继电保护等，各种电气设备模型参数应为设备实际参数或等效值，光伏发电单元模型应通过低电压穿越性能仿真验证，外部电网可采用等效模型。
8.4.2　仿真方法和步骤
在电网大方式和小方式，光伏电站全部光伏发电单元在额定功率和20%额定功率的运行工况下，仿真分析光伏电站在并网点电压不同故障跌落深度下的低电压运行特性，给出故障期间及故障清除后光伏电站及光伏发电单元的电压、有功功率和无功功率波形。对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站，还应给出故障期间光伏电站注入电力系统的动态无功电流波形。具体步骤如下：
a)        在规定的电网运行方式和光伏电站运行工况下，分别设置光伏电站并网点发生三相短路故障、两相接地短路故障、两相相间短路故障和单相接地短路故障。以三相短路故障、两相接地短路故障和两相相间短路故障的线电压和单相短路故障的相电压跌落幅值设置电压跌落规格，如表3所示。
表3　并网点电压跌落规格
规格        残压幅值
(p.u.)        故障持续时间
( ms )
1        0.80±0.05        1804
2        0.60±0.05        1410
3        0.40±0.05        1017
4        0.20±0.05        625
5        0+0.05        150

b)        记录故障前至少0.5s到故障消失有功功率、无功功率稳定后至少0.5s稳定运行的仿真结果，其中有功功率、无功功率和无功电流仿真结果应记录正序基波分量。
c)        计算分析故障期间和故障清除后光伏发电单元变压器低压侧电压、有功功率和无功功率波形。根据光伏发电单元的保护设置，对照故障期间和故障清除后的电压值及持续时间，判断光伏发电单元是否会因过/欠压保护而切出。
d)        计算分析每个工况下光伏电站并网点电压、有功功率波形。核查故障清除后光伏电站有功功率的恢复情况，给出每种工况下光伏电站有功功率变化曲线。
e)        计算分析每个工况下光伏电站并网点无功功率和无功电流波形，给出动态无功电流注入的响应时间和持续时间，核查故障期间光伏电站的动态无功支撑能力。
f)        计算分析每个工况下光伏发电单元变压器低压侧电压、有功功率和无功功率波形，给出光伏电站内光伏发电单元在故障期间的动态响应特性。
8.4.3　仿真结果评价
根据仿真计算结果，评价光伏电站低电压穿越能力。若仿真结果满足以下情况，则光伏电站低电压穿越能力满足GB/T 19964的要求。
a)        站内光伏发电单元故障期间维持并网运行；
b)        自故障清除时刻开始，光伏电站有功功率恢复速率不小于30%装机容量/s，且功率恢复期间有功功率值不低于附录E图E.1中30%装机容量/s恢复曲线对应的有功功率。
c)        光伏电站注入电力系统的动态无功电流值、响应时间和持续时间应满足GB/T 19964中对动态无功电流注入的要求。
光伏电站有功功率恢复和无功电流支撑能力判定方法见附录E。
8.5　电网适应性
8.5.1　电压偏差、闪变、谐波和频率适应性
根据光伏逆变器并网检测报告，查看光伏逆变器的电压偏差、闪变、谐波、间谐波、三相电压不平衡度和频率适应性与GB/T 19964要求的符合性。
8.5.2　三相电压不平衡度适应性
根据光伏逆变器并网检测报告，若光伏逆变器三相电压不平衡度为2%时，三相电流不平衡度不大于3%，且光伏逆变器三相电压不平衡度为4%时，三相电流不平衡度不大于5%，则光伏电站三相电压不平衡度适应性满足GB/T 19963的要求。




A
A       
附　录　A
（资料性附录）
有功功率设定值变化曲线示例
图A.1为光伏电站有功功率控制能力测试时有功功率设定曲线的示例图。光伏电站的有功功率从80%降到20%，每次降幅为20%，在每个控制点持续运行4min；有功功率从20%上升至80%，每次幅度为20%，在每个控制点持续运行4min。

图A.1  光伏电站有功功率设定值变化曲线示例图





B
B       
附　录　B
（资料性附录）
电压调节能力测试曲线示例
对于以220kV接入系统的光伏电站，图B.1为光伏电站电压设定值控制变化曲线示例。在当前电压水平下下调电压目标值，每次调节步长为2kV，电压调节保持时间为5min，直至电压达到下限或光伏电站减无功闭锁；然后将电压向上调节，电压调节保持时间为5min，直至电压达到上限或光伏电站增无功闭锁，每次调节步长为2kV。

图B.1  风电场电压控制曲线示例


附　录　C
（规范性附录）
有功功率设定值控制准确度及响应时间判定方法
图C.1为光伏电站有功功率设定值控制判定方法示意图。参照图C.1，可以得出光伏电站有功功率设定值控制的相关特性参数如下：
设定值控制期间有功功率允许运行范围：
       .................................….........（C.1）
有功功率设定值控制超调量：
              .................................….........（C.2）
有功功率设定值控制响应时间：
             .................................….........（C.3）


说明：
1——P1为光伏电站有功功率初始运行值；
2——P2为光伏电站有功功率设定值控制目标值；
3——P3为设定值控制期间光伏电站有功功率偏离控制目标的最大运行值；
4——P（t）为有功功率设定值运行期间光伏电站有功功率曲线；
5——t p,0为设定值控制开始时刻；
6——t p,1为设定值控制期间光伏电站有功功率持续运行在允许范围内的开始时刻；
7——t p,2为设定值控制结束时刻；
8——Pmax为光伏电站有功功率设定值控制允许偏差上限；
9——Pmin为光伏电站有功功率设定值控制允许偏差下限。
图C.1  光伏电站有功功率设定值控制判定方法示意图
C
C       
附　录　D
（资料性附录）
有功功率设定值控制运行要求示例
图D.1所示为光伏电站有功功率设定值控制期间有功功率允许运行范围示意图。图中实线为光伏电站有功功率设定值控制目标曲线，两条虚线分别为风电场有功功率实际输出的上下限。

图D.1  光伏电站有功功率设定值控制期间有功功率允许运行范围示意图



附　录　E
（规范性附录）
有功功率恢复和无功电流注入判定方法
图E.1为故障后光伏电站有功功率恢复判定方法示意图。参照图E.1，光伏电站有功功率恢复速率可按式（E.1）计算：
......................................................….......（E.1）

说明：
1——P1为故障消失时刻光伏电站有功功率；
2——P2为故障前光伏电站有功功率的90%；
3——ta1为故障消失时刻；
4——ta2为有功功率恢复至持续大于P2的起始时刻；
5——Udip为并网点跌落电压幅值与额定电压的比值。
图E.1  有功功率恢复判定方法示意图
图E.2为电压跌落期间光伏电站无功电流注入判定方法示意图。参照图E.2，计算可得光伏电站无功电流注入的相关特性参数：
无功电流注入值：
        .........................................................…..（E.2）
无功电流输出响应时间：
  .........................................................….....（E.3）
无功电流注入持续时间：
  ................................…...............................（E.4）

说明：
1——IQ为标准要求的无功电流注入值的90%；
2——Iq(t)为光伏电站并网点无功电流曲线；
3——t0为电压跌落开始时刻；
4——tr1为电压跌落期间光伏电站无功电流注入持续大于IQ的起始时刻；
5 ——tr2为电压跌落期间光伏电站无功电流注入持续大于IQ的结束时刻；
6——Udip为并网点跌落电压幅值与额定电压的比值。
图E.2  无功电流注入判定方法示意图