GB/T 401032021

7.1太阳能热发电机组在额定出力时滞后功率因数应达到0.8。 7.2太阳能热发电机组应具备按照电网调度要求随时进相运行的能力，机组在额定出力时超前功率因 数应达到0.95， 7.3太阳能热发电机组应装设连续式自动电压调节器。 7.4太阳能热发电站应具备执行电网AVC功能的能力，能根据电网调度系统下达的高压侧母线电压 控制目标、并网点功率因数目标或全站无功总出力目标，协调控制机组的无功出力

太阳能热发电机组在发电机频 率异常、发电机失步、发电机失磁异步、承受不平衡负荷、误并列和单

1太阳能热发电站的二次设备、二次系统应符合GB/T14285、DL/Z713、DL/T687的要求。 2太阳能热发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输应满足电网调度机构 定纸箱标准，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的 和实时性要求等，

太阳能热发电站向电网调度机构提供的信号至少应包括以下方面： a） 太阳能热发电站并网点电压、电流、频率、有功功率和无功功率； 太阳能热发电站各发电机组的有功功率、无功功率、发电量； C 太阳能热发电站并网点断路器和隔离开关的位置； d） 太阳能热发电站主升压变压器分接头挡位（有载调压）； e) 一次调频投入信号； f) AGC运行参数，包括：AGC调整上/下限值、调节速率、“机组允许AGC运行”以及“机组AGC 投入/退出”的状态信号等； g） AVC投人/退出/闭锁等状态信号； h 法向直射辐照度、环境温度、风速等气象信息； 储热容量、储热小时数、储放热状态等实时信息

9.3继电保护及安全自动装置

9.3.1太阳能热发电站继电保护及安全自动装置应符合GB/T14285的要求。 9.3.2太阳能热发电站的故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的情况 9.3.3太阳能热发电站宜具备采集保护及故障信息并上传调度端的功能。 9.3.4太阳能热发电站应配置电力系统稳定器

GB/T401032021

9.4.1太阳能热发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、电力监控系统安全防护设备、调 度数据网络接入设备等，并满足《电力二次系统安全防护规定》的要求。 9.4.2太阳能热发电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度系统远动信息接人规定的要求 接人信息量。 9.4.3太阳能热发电站电能计量点（关口)应设在太阳能热发电站与电网的产权分界处，产权分界处按 国家有关规定确定。计量装置配置应符合DL/T448的要求。 9.4.4太阳能热发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主/备余的调度双网络通信方式，直送电 网调度机构。 9.4.5通过220kV及以上电压等级并网的太阳能热发电站应配置相量测量单元（PMU），通过其他电 压等级并网的太阳能热发电站可根据当地电网要求配置

1太阳能热发电站至调度站 ，其中至少一路为光缆通道。通过220kV 电压等级并网的太阳能热发电站，两路通信通道应相互独立 2太阳能热发电站与电力系统直接连接的通信设备应具有与系统接人端设备一致的接口与协议

北京标准规范范本1太阳能热发电站应提供可用于电力系统仿真计算的太阳能热发电机组及其控制系统模型和 见表1。

表1太阳能热发电机组模型要求

10.2同步发电机模型、励磁调节器模型、调速器模型、电力系统稳定器模型、汽轮机模型相关参数应符 合GB/T31464要求。 10.3太阳能热发电站涉网元件模型和参数发生变化时，应及时将最新情况反馈给电网调度机构，必要 时应通过涉网试验重新获取

GB/T401032021

建筑软件、计算涉网试验应包括但不仅限于以下内容： a）太阳能热发电机组励磁系统参数测试及建模试验； ）太阳能热发电机组调速系统参数测试及建模试验： 太阳能热发电机组电力系统稳定器整定试验： 1 太阳能热发电机组进相试验； 太阳能热发电机组一次调频试验； 太阳能热发电机组AGC试验； 太阳能热发电机组AVC试验； h）太阳能热发电机组启动、停机试验

涉网试验应包括但不仅限于以下内容： a）太阳能热发电机组励磁系统参数测试及建模试验； b） 太阳能热发电机组调速系统参数测试及建模试验； c) 太阳能热发电机组电力系统稳定器整定试验： d) 太阳能热发电机组进相试验； 太阳能热发电机组一次调频试验； f) 太阳能热发电机组AGC试验； 太阳能热发电机组AVC试验； 太阳能热发电机组启动、停机试验