【文章內(nèi)容簡介】 諧波電流允許值，A標準電壓(kV)基準短路容量MVA2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 138 10 78 62 39 62 26 44 19 21 16 28 13 246 100 43 34 21 34 14 24 11 11 16 1310 100 26 20 13 20 15 35 250 15 12 12 110 750 12 6 4 3 2 注入公共連接點的諧波電流允許值（b）諧波次數(shù)及諧波電流允許值，A標準電壓(kV)基準短路容量MVA14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 258 10 11 12 18 16 14 126 100 10 9 10 100 6 35 250 110 750 1 （2）式中： S k1——公共連接點的最小短路容量，MVA ； Sk2——基準短路容量， MVA； Ihp——表中的第 h 次諧波電流允許值， A； Ih——短路容量為 SK1 時的第 h 次諧波電流允許值。同一公共連接點的每個用戶向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值按此用戶在該點的協(xié)議容量與其公共連接點的供電設備容量之比進行分配，單個光伏用戶的第 h 次諧波電流允許值（I hi）按式 3 計算。 （3）式中： Ih——按公式（2）換算的第 h 次諧波電流允許值，A；Si——第 i 個用戶的用電協(xié)議容量，MVA；St——公共連接點的供電設備容量，MVA；a——相位迭加系數(shù)，按下表 5 取值。表 5　相位迭加系數(shù)h 3 5 7 11 13 9，13，偶次a 2光伏電站總諧波電流畸變率（THDi%）應小于光伏電站額定電流的 5%（光伏電站輸出功率大于 50%額定功率）。當依據(jù) GB/T 145491993《電能質量 公用電網(wǎng)諧波》，采用“最小短路容量”、“供電設備容量”、“協(xié)議容量”計算各次諧波電流限制值的參數(shù)無法獲取時，各次諧波電流限制值見表 6。表 6　光伏電站注入公共連接點各次諧波電流限值諧波次數(shù) 諧波電流限值（%）I N250 次諧波電流總畸變率 THDi% %INh＜11 次 %IN11≤h＜17 次 %IN17≤h＜23 次 %IN23≤h＜35 次 %IN35≤h %IN注 1：此范圍內(nèi)的偶次諧波應小于低的奇次諧波限值的 25%。注 2：I N 為光伏電站額定電流折算到電能質量考核點電壓等級后的值。注 3：由于電壓畸變會導致更嚴重的電流畸變，使得諧波的測試很復雜。注入諧波電流不應包括任何由未連接光伏電站的電網(wǎng)上的諧波電壓畸變引起的諧波電流。 諧波值的估算并網(wǎng)光伏電站諧波電流發(fā)射水平應根據(jù)光伏電站逆變器諧波電流頻譜及逆變器容量計算確定，如有多臺逆變器各次諧波電流疊加應用絕對值相加；公共連接點諧波電壓和電壓總畸變率計算由各次諧波電流及公共連接點諧波阻抗計算確定。 諧波的測量并網(wǎng)光伏電站諧波測量時段應選擇光伏電站（逆變器）輸出功率大于額定功率 50%的時段內(nèi)進行，測試時間不少于 2 小時，測量的間隔時間 1 分鐘，測試數(shù)據(jù) CP95 值應小于限制值。 電壓波動和閃變 電壓波動和閃變的限制值并網(wǎng)光伏電站在公共連接點引起的電壓波動和閃變應滿足 GB/T 123262022《電能質量 電壓波動和閃變》的規(guī)定。并網(wǎng)光伏電站在公共連接點產(chǎn)生的電壓變動，其限值和電壓變動頻度、電壓等級有關，見表 7。光伏電站并網(wǎng)引起的電壓變動限值可取小于等于 1 次/小時。表 7　電壓變動限值d/%r/(次/小時)LV、 MV HV r ≤1 4 31＜ r ≤10 3* *10＜ r ≤100 2 100＜ r ≤1000 1注 1：很少的變動頻度 r（每日少于 1 次），電壓變動限值 d 還可以放寬，但不在本細則中規(guī)定。注 2：對于隨機性不規(guī)則的電壓變動，表中有“*”的值為其限值。注 3：本細則中系統(tǒng)標稱電壓 UN 等級按以下劃分： 低壓（LV） U N≤1 kV 中壓（MV） 1 kV ＜U N≤35 kV 高壓（HV） 35 kV ＜U N≤220 kV電力系統(tǒng)公共連接點長時間閃變值 Plt 應滿足表 8 閃變限值的要求。表 8　閃變限值Plt≤110kV 110kV1 單個光伏電站閃變限值 Ei 為： （4）式中：G——公共連接點全部負荷產(chǎn)生閃變的總限值 G；F——波動負荷同時系數(shù)，典型值 F=～(但必須滿足 Si/F≤St)；Si——光伏電站總安裝容量；St——電網(wǎng)供電容量。 電壓變動的估算電壓變動 d 和電壓變動頻度 r 是衡量電壓波動大小和快慢的主要指標。光伏電站電壓變動 d 可以通過其定義進行計算。 （5）式中： △U 是電壓方均根值曲線上相臨兩個極值電壓之差， UN 是系統(tǒng)標稱電壓。當已知三相負荷的有功功率和無功功率的變化量分別為△Pi 和△Qi 時，可用下式計算： （6）式中： RL 和 XL 分別為電網(wǎng)阻抗的電阻、電抗分量。 電壓變動和閃變的測量光伏電站在公共連接點單獨引起的閃變值計算見公式 7。 （7）式中：Plt1——光伏電站投入時的長時間閃變測量值；Plt0——背景閃變值，是光伏電站退出時一段時間內(nèi)的長時間閃變測量值；Plt2——波動負荷單獨引起的長時間閃變值。測試應滿足：電力系統(tǒng)正常運行較小方式下，光伏電站處于正常、連續(xù)工作狀態(tài)，以一天（24 小時）為測量周期，以最大長時間閃變值作為測量值。 電壓不平衡光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點的三相電壓不平衡應不超過 GB/T 155432022《電能質量 三相電壓不平衡》規(guī)定的限值。公共連接點的負序電壓不平衡度應不超過 2%，短時不得超過 4%；其中由光伏電站單獨引起的負序電壓不平衡度應不超過 ％，短時不超過 ％。電壓不平衡測量應選擇光伏電站（逆變器）輸出功率大于額定功率 50%的時段內(nèi)進行。 直流分量光伏電站并網(wǎng)運行時，并網(wǎng)點直流電流分量不應超過其交流額定值的 %，當采用無變壓器結構逆變器以獲得更高效率時，可放寬至 1%。光伏電站并網(wǎng)后直流分量測量應選擇光伏電站（逆變器）輸出功率大于額定功率 50%的時段內(nèi)進行。6 功率控制和電壓調(diào)節(jié) 有功功率控制大型和中型光伏電站應具有有功功率調(diào)節(jié)能力，并能根據(jù)電網(wǎng)遠方指令控制其有功功率輸出和最大功率變換率。為了實現(xiàn)對光伏電站有功功率的控制，光伏電站需要安裝有功功率控制系統(tǒng)，能夠接收并自動執(zhí)行電網(wǎng)遠方發(fā)送的有功出力及功率變化率控制信號，根據(jù)電網(wǎng)頻率值、電網(wǎng)遠方指令等信號自動調(diào)節(jié)電站的有功功率輸出，確保光伏電站最大輸出功率及功率變化率不超過給定值，以便在電網(wǎng)故障和特殊運行方式時保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定性。大型和中型光伏電站應具有限制輸出功率變化率的能力，可以接受因太陽光輻照度快速減少引起的光伏電站輸出功率下降速度超過最大變化率的情況。 電壓／無功調(diào)節(jié)大型和中型光伏電站參與電網(wǎng)電壓調(diào)節(jié)的方式包括：調(diào)節(jié)光伏電站的無功功率、調(diào)整光伏電站升壓變壓器的變比等。在進行接入系統(tǒng)方案設計時，應重點研究其無功補償類型、容量以及控制策略等。大型和中型光伏電站的功率因數(shù)應能夠在 （超前）～（滯后）范圍內(nèi)連續(xù)可調(diào)。有特殊要求時，可以與電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)協(xié)商確定。在其無功輸出范圍內(nèi)（保證功率因數(shù)