5.1光伏发电站功率控制系统应实时采集并网点有功功率、无功功率、电压和频率信号量。有功功率、 无功功率和电压信号的采样周期不应大于1s，频率信号的采样周期应小于100ms。有功功率、无功功 率的测量误差应小于电站装机容量的0.5%，电压测量误差应小于额定电压的0.5%，频率测量误差应小 于0.005Hz。 5.2光伏发电站功率控制系统应具备和远方调度系统通讯的功能，满足GB/T33599的电力通信运行要 求，通讯协议满足GB/T31366的要求。 5.3光伏逆变器应具备接收功率控制系统发出的有功/无功功率指令的功能，控制指令值至少应包括有 功功率设定值、无功功率控制模式、无功功率设定值，功率因数设定值、起停机等。控制指令的传输应 遵循GB/T31366的规定

6.1.1光伏电站有功功率控制的功率参考信号可为光伏发电站并网功率或发电功率，由调度机构确定 6.1.2光伏发电站有功控制应涵盖正常运行工况、起停过程以及故障过程。 6.1.3正常运行工况下，光伏发电站有功控制至少应具备定值控制、差值控制和调频控制等三种模式， 见表1和图1。

表1有功功率控制模式及说明

发电机标准规范范本图1正常控制模式示意图

6.1.4光伏发电站应具备有功功率调节裕度评估功能，能够根据各逆变器的运行状态、功率预测值 价光伏发电站的有功功率调节裕度，并将评价结果上传给电网调度机构。

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6.2.1当光伏发电站可用发电功率大于设定值，光伏电站应将有功功率控制在设定值，控制偏差绝对 值应小于电站装机容量的1%；若光伏发电站可用发电功率小于设定值，光伏发电站应按可用发电功率 行。 6.2.2当有功功率设定值调整时，光伏发电站应立即调整有功功率至新的设定值，响应时间应小于30s 调节时间应小于60s。 6.2.3当由于太阳辐照度剧烈下降导致光伏发电站可用有功功率大幅下降时，光伏发电站有功功率控 制偏差可不受限制。

6.3.1当光伏发电站可用发电功率超过装机容量的20%时，应具备差值控制功能，功率差值由调度机 构下发。差值控制下光伏发电站有功功率设定值计算方法见式（3）

Ps一一光伏发电站有功功率设定值； P。一一光伏发电站可用发电功率； △P一一功率差值。 6.3.2光伏发电站应实时计算电站可用发电功率，计算周期应不超过5分钟，当可用发电功率发生变 化时，光伏发电站应将其有功功率调整至差值控制目标值，调整速率应满足Q/GDW1617和GB/T19964 的要求。

6.4.1当光伏发电站可用发电功率超过装机容量的20%时，应具备参与电力系统一次调频的功能， 伏发电站应取并网点频率作为调频控制的参考频率。 6.4.2系统频率下降时，光伏发电站应增加有功输出，有功最大可增加量不低于电站装机容量的6% 系统频率上升时，光伏发电站应减少有功输出，有功最大可减少量不低于电站装机容量的10%：光伏 发电站降出力至电站装机容量的10%时，输出有功可不再向下调节。 6.4.3光伏发电站参与电力系统一次调频控制的模式至少应包含基本控制模式，宜包含分段控制模式 6.4.4基本控制指当电网频率出现偏差且超出设定死区范围时，光伏发电站应能够根据频率偏差值利 设定的调频系数在可调节范围内按式（4）调整有功出力，基本控制模式见图2。调频动作死区和调频 系数应根据电网调度机构要求设定，并可在线调整。

式中： 4P一一光伏发电站输出有功功率的变化量： fL1 欠频动作死区阅值： JaI一一过频动作死区阅值； Kn一—有功调频系数（欠频); Ke一一有功调频系数（过频）； f一一当前频率测量值。

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图2基本控制模式曲线

6.4.5分段控制指当电网频率出现偏差 超出设定死区范围时，光伏发电站在有功功率可调节范围内 应能根据频率偏差值，在不同频率偏差范围采用不同调频系数调整有功出力，分段控制模式见图3。各 分段频率范围和调频系数应根据电网调度机构要求设定，并可在线调整，

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说明： Po一一有功功率稳态初始值； PN一一有功功率额定值 一一基准频率： 无1一一欠频动作死区阅值，建议取值范围49.95～49.99HZ，典型值为49.97Hz： i2一—欠频调节II段动作阅值，建议典型值为49.8Hz； jal一—过频动作死区阅值，建议取值范围50.01～50.05Hz，典型值为50.03Hz； Jiz——过频调节II段动作阀值，建议典型值为50.2Hz； Kn一—有功调频系数（欠频I段），建议取值范围5～20，典型值为20； Kc一—有功调频系数（过频I段），建议取值范围10～40，典型值为40； Ks一一有功调赖系数（欠频II段），建议取值范围5～20，典型值为20； Kjg一一有功调频系数（过频I段），建议取值范围10～40，典型值为40。

图3分段控制模式曲线

6.4.6光伏发电站一次调频启动时间应小于3s，响应时间应小于10s，调节时间应小于30s，有功功 的调整量偏差绝对值应小于电站装机容量的1%，并符合GB/T31464的相关规定。

光伏发电站应能控制正常启动、停机时的有功功率变化速率，满足Q/GDW1617和GB/T19964 要求。

6.6.1电网故障时，光伏电站在满足动态无功电流支撑的基础上，应尽量将有功功率控制在故障前的 有功功率值，或按调度机构的要求控制

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6.6.2光伏逆变器故障后有功功率恢复速率应在10%~50%额定功率/s间连续可调，并可由光伏发电站 有功功率控制系统在线调整。

表2无功功率控制模式说明

7.1.2光伏发电站应具备无功功率调节能力评估功能，能够根据各逆变器和无功补偿装置的运行状态 计算光伏发电站的可用无功裕度，并将结果上传给电网调度机构。 7.1.3光伏发电站无功补偿设备应能够满足全站无功电压支撑要求。 7.1.4光伏发电站在夜间应具备正常参与电网无功电压调节的能力。

7.2 定无功功率控制

几容量的1% 7.2.2当无功功率设定值发生变化时 制的响应时间应小于30s，调节时间应小于60s。

7.3.1光伏发电站定功率因数控制模式下，无功功率控制偏差值应不超过电站装机容量的1%，或满 足并网点功率因数偏差绝对值不超过0.005。 7.3.2当光伏发电站功率因数设定值或有功功率发生变化时，无功功率控制的响应时间应小于30s 调节时间应小干60s

7.4.1当光伏发电站无功功率调节量未超出电站无功出力范围时，应将并网点电压控制在设定值， 制偏差不应超过额定电压的0.5%。 7.4.2当光伏发电站电压设定值或电压测量值变化时，应通过调整无功功率实现并网点电压控制， 在60s内完成最终无功调整量的90%。

7.5无功电压下垂控制

式中： Urr—并网点电压参考值：

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Umeas一一并网点电压测量值； Qobj一一光伏发电站无功功率目标值； Qo一一光伏电站并网点电压为Uj时对应的无功功率； Kqv一一无功电压下垂系数。 7.5.2无功电压下垂系数应根据光伏电站无功补偿装置容量和当地电网实际情况合理设置，一般应满 足并网点电压偏差量超过额定电压的5%时，光伏发电站无功功率达到限值。 7.5.3当光伏电站并网点电压变化量超过额定电压的0.5%时，光伏发电站应根据式（5）调整无功功 率输出，无功电压下垂控制的响应时间宜小于30s，调节时间宜小于60s，无功功率偏差的绝对值应不 超过电站装机容量的1%。

7.6动态无功电流控制

7.6.1光伏逆变器动态无功电流比例系数应在0~2间连续可调，并可由功率控制系统在线设置。 7.6.2光伏发电站功率控制系统应能根据电站拓扑结构、网络及设备参数等信息，优化确定并设置各 光伏逆变器动态无功电流比例系数，当外部故障时，光伏发电站无功电流输出满足Q/GDW1617和GB/T 19964或调度机构的要求

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光伏发电站功率控制系统响应特性如图A.1所示。

附录A （资料性附录） 光伏发电站功率控制系统响应特性示意图

图A.1光伏发电站功率控制系统响应特性

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光伏发电站功率控制技术规定

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澜制肯京 编制主要原则 13 与其他标准文件的关系 13 主要工作过程. 13 2 标准结构和内容 4 ? 条文说明 L

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本标准根据以下原则编制： a）与现行相关标准协调一致； b） 体现光伏发电站功率控制系统的发展现状，同时兼具一定的前瞻性； C 充分发挥光伏发电站功率控制系统的积极作用，为光伏发电站友好并网和安全运行提供规范性 支撑。

牛奶标准3与其他标准文件的关系

本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准在光伏发电站数据采集与通讯、功率控制性能指标与现行标准GB/T19964一2012《光伏发电 站接入电力系统技术规定》、GDW1617一2015《光伏发电站接入电网技术规定》，同时在调频控制、 无功控制等方面进行了细化和规定。此外，编制过程中参考了现有电网运行及同步发电机相关标准，包 括GB/T31464一2015《电网运行准则》等。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题

制计划。 2017年5月10日~5月12日，编写组集中工作，形成初稿。 2017年5月18日，召开了标准初稿审查会，完善了标准框架及编写重点。 2017年5月25日，召开了内部讨论会，根据标准初稿审查会意见修改完善标准初稿。 2017年9月10日，召开了标准征求意见讨论会，相关专家对标准进行了深入的讨论与研究，编制 单位根据专家意见对标准进行了补充与完善，形成标准征求意见稿。国调中心采用发函方式在公司范围 内广泛征求意见。 2017年11月2日，编写组汇总、梳理了本标准征求意见稿收到的反馈意见，并逐条进行了答复， 完成了标准送审稿。 2017年11月20日，国家电网公司运行与控制技术标准专业工作组组织召开了标准审查会，审查

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结论为：协商一致，同意修改后报批。 2017年11月24日，根据专家意见修改后形成报批稿

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准主题章共4章，由总则、数据采集与通讯、有功控制、无功控制组成。本标准基于当前光伏 发电站功率控制技术现状，兼顾电网结构、配置以及调度运行要求，本着安全、友好、可靠运行的原则， 提出了光伏发电站功率控制系统应满足的基本要求；同时，本着安全性和可操作性原则，提出了光伏发 电站功率控制技术在数据采集与通讯、有功控制、无功电压控制等方面的技术要求。此外，鉴于光伏电 站功率控制性能指标尚无相关标准，本着光伏发电站功率控制系统控制性能指标不低于传统同步发电机 组的原则，借鉴传统同步发电机组的技术参数取值范围，规定了光伏发电站功率控制系统启动时间、响 应时间和调节时间等相关指标的取值范围

本标准内容的主要条款分析和说明如下： 本标准第1章，规定了本标准的适用范围。考虑到接入公网的光伏发电站均应具备有功无功控制能 力，本标准没有规定光伏发电站的并网容量，仅针对光伏发电站的接入电压等级进行了规定，因而本标 准将范围定为通过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发电站。 本标准第3章，给出了光伏发电站功率控制涉及的相关术语与定义。本标准明确了光伏发电站并 功率与发电功率的区别，明确了光伏发电站功率控制系统的控制目标为光伏发电站并网功率或发电功 率，具体由调度机构确定。考虑到光伏发电站功率控制系统接收调度指令以及功率参考值下发过程中的 通讯延时等环节，本标准借鉴了正C相关标准给出了光伏发电站启动时间的定义，同时参照控制理论中 的响应时间和调节时间定义，给出了适用于光伏发电站控制的响应时间和调节时间。 本标准第5章，给出了光伏发电站功率控制系统在数据采集与通讯方面的具体规定。通过现场调研 光伏发电站功率控制系统现场硬件配置情况，目前光伏电站功率控制系统主要有两种配置方式：独立配 置方式和作为高级应用嵌入电站监控系统的配置方式，因而本标准仅给出了光伏发电站功率控制系统信 号采集量的采样周期和采样误差，并未规定数据通信通道和获取方式。同时，针对功率控制要求，规定 了光伏逆变器所需的控制指令，至少应包括有功功率设定值、无功功率控制模式、无功功率设定值，功 率因数设定值、起停机等。 本标准第6章，给出了光伏发电站有功控制的基本控制原则，并针对不同有功控制模式，给出了具 体技术要求，具体如下： 本标准6.1条中给出了光伏发电站有功控制的一般原则，考虑到光伏发电站参与系统一次调 频的需求，标准中提出了差值控制模式，使光伏发电站留有调频裕量。 ） 本标准6.2.2条中考虑目前尚无标准明确给出光伏发电站定值控制模式下的控制性能指标，参 照传统有功控制系统控制性能指标，本标准给出了光伏发电站有功功率控制的响应时间应小 于30s，调节时间应小于60s ） 本标准6.2条中考虑辐照度剧烈下降情况时，光伏发电站有功功率大幅下降无法满足电站功 率变化率要求，因而明确了辐照度剧烈下降时光伏发电站的有功功率变化率可不受限制。 d 本标准6.3条中考虑功率差值与电网实际运行情况密切相关，同时涉及光伏发电站的并网功 率，因而本标准中并未给出具体功率差值，由调度机构根据实际情况整定。 e） 本标准6.4.3条中参考传统一次调频控制模式，规定了光伏发电站一次调频的基本控制模式， 同时为了充分发挥光伏发电站功率快速调节能力，提出了分段控制模式，根据不同频率偏差 设置不同调频系数，频率偏差越大，调频系数越大。

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f）本标准6.4.6条中参考传统火电机组一次调频性能指标白砂糖标准，结合2017年西北网调开展的新能源 参与系统调频测试情况，规定了光伏发电站一次调频启动时间应小于3s，响应时间应小于 10s、调节时间应小于30s，有功功率的调整量偏差绝对值应小于光伏发电站装机容量的1%。 本标准第7章，给出了光伏发电站无功控制的基本控制原则，并针对不同无功控制模式，给出了具 本技术要求，具体如下： a）本标准7.1节中给出了光伏发电站无功电压控制的不同控制模式，考虑到容量较小的光伏发 电站电压调节能力有限，因而增加了无功电压下垂控制，使光伏发电站根据并网点电压测量 值与参考值的偏差，按给定的比例系数调整无功功率。 b） 本标准7.5.2节中给出无功电压下垂系数的设置方法，应满足并网点电压偏差量超过额定电压 的5%时，光伏发电站无功功率达到限值。同时明确了下垂系数可调，以适应不同电网运行 工况。 c）本标准中7.6.1明确了光伏逆变器动态无功电流比例系数在满足GB/T19964要求下连续可调， 以适应不同电网运行工况