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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<,则可以不经闪变核算允许接入电力系统;若Plt,PV>,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)NB/TXXXXX—XXXX7NB/TXXXXX—XXXX20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,。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/T12326。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=~(但必须满足SPV/F≤St)。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/T14549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:——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。谐波的相位叠加系数谐波次数h35711139︱>13︱,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。光伏电站间谐波电压含有率限值NB/TXXXXX—XXXX21NB/TXXXXX—XXXX8电压等级频率(Hz)100100~。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。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: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。并网点电压跌落规格规格残压幅值(.)故障持续时间(ms)±±±±+、,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。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。