T/CPIA 0125-2025 大型光伏电站电网主动支撑控制系统技术规范

　　团 体 标 准

　　T/CP IA 0125—2025

　　大型光伏电站电网主动支撑控制系统

　　技术规范

　　Technical specification for active support and control systems of large

　　photovoltaic power plants

　　2025 - 08 - 30 发布 2025 - 09 - 15 实施

　　中国光伏行业协会 发 布

　　前 言

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由中国光伏行业协会标准化技术委员会提出并归口。

　　本文件起草单位：国家能源集团宁夏电力有限公司新能源分公司、国能宁东新能源有限公司、中国电子技术标准化研究院、国能智深控制技术有限公司、中国电力科学研究院有限公司、国家能源集团宁夏电力有限公司、国家能源集团低碳研究院、南京南瑞继保电气有限公司。

　　本文件主要起草人：陈亮、王勇、舒茂龙、毕江、王逸伦、齐力文、赵超、朱介南、马建宝、冀晓帆、路天成。

　　大型光伏电站电网主动支撑控制系统技术规范

　　1 范围

　　本文件规定了大型光伏电站主动支撑控制系统的系统架构与系统功能、数据采集与通信、有功频率支撑控制、无功电压支撑控制、宽频带振荡抑制、闭锁、系统性能测试指标。

　　本文件适用于装机容量在500 MW以上，通过110 kV及以上电压等级并网的大型光伏发电站，其他类型电站可参考使用。

　　2 规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;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 31366 光伏发电站监控系统技术要求

　　GB/T 36323 信息安全技术工业控制系统安全管理基本要求

　　GB/T 40289 光伏发电站功率控制系统技术要求

　　GB/T 40595 并网电源一次调频技术规定及试验导则

　　3 术语和定义

　　3.1

　　主动支撑控制系统 active support control system

　　为光伏电站有功频率、无功电压提供主动的稳态支撑控制和被动的调度命令响应控制， 同时为场站提供宽频带振荡抑制控制的一体化控制系统，具备传统光伏电站AGC、AVC、一次调频、能量管理的功能。

　　3.2

　　有功自动控制 active automatic control

　　根据电网调度指令/运行曲线和各测量信息，动态调节各新能源发电单元有功出力，实现光伏电站并网点有功控制，用以满足并网有功控制要求的控制系统。

　　3.3

　　无功电压控制 reactive voltage control

　　根据电网调度指令和光伏电站各测量信息，调节光伏电站内各发电单元和附加无功补偿设备

　　(SVC、SVG)无功出力，实现整个光伏电站并网点无功/电压控制， 以满足并网电压/无功控制要求的控制系统。

　　3.4

　　宽频带振荡抑制控制 wideband oscillation suppression control

　　主要用于对新能源发电场站或单元并网点电压、电流中的宽频带振荡分量进行实时监测，当监测到振荡时，通过对发电场站或单元的快速控制，实现振荡抑制或消除的控制系统。

　　4 总则

　　4.1 系统应具有开放式结构和良好的硬件兼容性和软件的可扩展性，满足 GB/T 31366 的要求。

　　4.2 光伏电站主动支撑控制系统应具有与接收电网调度自动化系统通信的能力,接收电网调度下发

　　的控制指令并按要求上传光伏发电站实时运行信息。

　　4.3 主动支撑控制系统应充分挖掘新能源发电单元自身有功和无功控制能力，通过对各光伏发电单

　　元及附加装置(如 SVC、SVG、调相机、构网型储能等)的快速协调控制，实现发电单元的自主性优化，使整场有功和无功控制实现动态平衡稳定精准，对场站并网频率和电压实现精确控制， 以满足电网不断升级的并网技术要求。

　　4.4 主动支撑控制系统应包含调度远方控制和本地控制两种方式,本地控制应包含自动控制方式和手动控制方式。

　　4.5 主动支撑控制系统应符合 GB/T 36323 相关规定。

　　5 主动支撑控制系统架构与功能

　　5.1 系统架构

　　5.1.1 整体架构

　　整体架构要求包括：

　　a) 光伏电站主动支撑控制系统宜采用独立系统实现。主动支撑控制系统包含主动支撑控制器、高精度交流电量采集卡等核心硬件， 以及上位机操作员站、工程师站、通讯接口站、数据库服务器等配套软件;

　　b) 主动支撑控制系统通过通讯接口站与电网调度主站直接通讯，获取有功、无功调度指令;通过高精度交流电量采集卡采集光伏电站并网点测量级 PTCT，获取并网点有功、无功、频率、电压等实时值;

　　c) 主动支撑控制系统通过建设覆盖全场的快速控制网与光伏逆变器及附加装置(如 SVG 装置、电容器、调相机、构网型储能等)，采集必要的遥信/遥测/遥控/遥调信号，实现并网频率和电压的精确控制;

　　d) 光伏电站主动支撑控制系统通讯接口站与光伏监控系统可进行必要的数据交互。

　　系统整体架构示意图参见图 1。

　　图1 大型光伏电站主动支撑控制系统架构示意图

　　5.1.2 通讯网络架构

　　5.1.2.1 主动支撑控制系统宜建设覆盖全场的独立快速控制网络。

　　5.1.2.2 电站内各光伏箱变应部署环网交换机或具备环网交换功能的箱变测控装置，升压站内部署汇聚交换机，所有交换机应具备网管功能，可监控所有环网交换机运行状态和通讯状态。

　　5.1.2.3 逆变器和箱变应支持测点可选，只将与主动支撑控制必要的测点通过环网交换机上送至控制系统(测点范围见附表)。

　　5.1.2.4 场站各被控设备通过快速控制网与主动支撑控制系统进行双向通讯，IEC104、MODBUS-TCP或 goose 协议，通讯延时≤200 ms。

　　5.1.2.5 场站各被控设备宜提供专用通讯接口，保证通讯速率和质量;集中式逆变器宜提供控制主板上独立的网口;组串式逆变器宜采用由数采装置提供快速网络接口;SVG 装置宜采用设备提供的网络接口;调相机宜采用调相机 DCS 系统提供的接口站;构网型储能宜采用储能 EMS 系统提供的接口站; 电容器宜采用电气综合自动化系统提供的远动装置进行通讯。

　　5.2 系统功能

　　5.2.1 控制系统应采用成熟工业分散控制系统架构，双网热备切换。

　　5.2.2 控制系统应提供方便的人机交互界面，可实现对控制系统各类参数设置、对控制过程监视。

　　5.2.3 控制系统应支持图形化组态功能，控制逻辑直观，清晰，可实现有功频率、无功电压、宽频振荡抑制等复杂控制策略。

　　5.2.4 控制系统应具有自诊断功能，可实现对控制器、服务器、通讯链路的运行状态进行监视和告警。

　　5.2.5 控制系统应具备时间同步功能。

　　5.2.6 控制系统应具备与电气综合自动化系统、光伏监控系统等其他相关系统的数据通讯功能。

　　6 数据采集

　　6.1 数据采集类型

　　数据采集类型应包括但不限于：

　　a) 电网调度指令有功功率目标值、无功功率目标值、并网电压目标值;

　　b) 光伏发电站并网点总有功功率、总无功功率、 电压、电流、频率;

　　c) 集中式光伏逆变器实际有功功率、有功目标值、实际无功功率、无功目标值、电压、功率因素及运行状态;

　　d) 组串式光伏逆变器数采装置下辖所有组串式逆变器实际有功功率、有功目标值、实际无功功率、无功目标值、电压、功率因素及各逆变器运行状态;

　　e) 光伏发电站配置的静态/动态无功补偿 SVG 装置的无功功率、电压及运行状态;

　　f) 调相机实际无功功率、无功目标值、电压、功率因素及运行状态;

　　g) 电容器有功、无功、功率因数、电压、电流、运行状态。

　　数据采集范围参考附录 A 要求。

　　6.2 数据采集精度和周期

　　6.2.1 并网点频率测量分辨率应不低于 0.005 Hz,电压、电流采集精度应不低于 0.5 级，宽频振荡检测范围 0 kHz～1 kHz。

　　6.2.2 光伏发电站有功功率、无功功率、并网点电压、电流、频率的采样周期应不大于 100 ms。

　　6.2.3 光伏逆变器、储能设备、无功补偿设备信号量的采样周期应不大于 2s。

　　7 有功频率支撑控制

　　7.1 控制原则

　　7.1.1 控制策略包括被动接收电网调度指令的 AGC 控制和主动检测电网频率波动进行自动调节的快速频率响应控制， 以及在多云环境等因素下全场有功主动调节控制。

　　7.1.2 控制策略应基于光伏电站电气系统测量信息，快速调节光伏电站内各发电单元有功出力，对整个光伏电站并网点有功进行闭环控制。

　　7.2 控制内容

　　7.2.1 有功控制模式满足 GB/T 40289 中关于有功功率限值控制、有功功率定值控制和有功功率差值控制相关要求。

　　7.2.2 当有功目标值和实际出力差值超过光伏电站额定功率的±1%时，控制系统应在 500 ms 内将功率差值分配至所有逆变器并进行功率调节，待一个发电单元响应周期后(此周期视不同逆变器型号不同，宜在 3s-10s 之间)，控制系统计算电站总出力和总有功目标值差值并将差值分配到可调节逆变器进行二次功率调节。控制系统循环执行上述闭环控制逻辑，直到总有功目标值和实际出力差值小于 1%。

　　7.2.3 当由于云层等因素导致发电单出力波动时，在非限电时段，控制策略应对发电站有功出力变化率进行限制，设计调节限速控制逻辑， 以防止功率变化波动较大对电网的影响;在限电时段，通过控制策略应能够主动对光伏发电单元进行精细化调节，平稳并网点有功出力波动。

　　7.2.4 在系统频率变化越过调频死区时，计算得出场站实时有功变化数值，并通过优化算法分配至每个新能源发电单元，调整全场有功出力,主动支撑并网点频率。快速频率响应控制策略满足 GB/T 40595 要求。

　　7.2.5 控制系统应具备接收调度主站下发的紧急切除有功指令功能。在紧急指令下，在指定的时间内全站总有功出力未能达到控制目标值时，控制系统可以采用向逆变器下发停运指令快速切除有功出力。

　　8 无功电压支撑控制

　　8.1 控制原则

　　8.1.1 控制策略包括被动接收电网调度指令的 AVC 控制和主动检测并网点电压波动进行自动调节的快速无功电压支撑控制。

　　8.1.2 控制策略应充分利用新能源发电单元自身无功控制能力，达到新能源为主，附加无功补偿装置为辅的控制目的。正常运行情况下可实现附加无功补偿装置零出力运行，提高场站动态无功能力备用，降低高/低电压脱网风险，降低场站功率损耗。

　　8.1.3 对于配置了电容器、电感器、调相机、构网型储能的场站，控制系统具备协调全场无功电压支撑能力，实现对所有被控设备的自动控制，提供安全可靠经济的无功补偿能力。

　　8.2 控制内容

　　8.2.1 在电网稳态情况下，控制策略应充分利用逆变器的无功调节能力来调节电压，当逆变器无功调节能力不足时，考虑 SVG 装置、调相机、构网型储能的无功调节。在保证电压合格基础上，补偿装置应预留合理的动态无功储备。

　　8.2.2 在电网电压故障情况下，无功补偿装置快速调节无功使电压恢复到正常水平后，控制策略应通过调节逆变器的无功出力，将无功补偿装置已经投入的无功置换出来，使其置预留合理的动态无功储备。

　　8.2.3 控制策略应能协调站内的逆变器和多台 SVG 装置、调相机、构网型储能，避免无功补偿设备之间无功的不合理流动。

　　8.2.4 通过对电网调度电压目标值设置调节死区，对电压波动实现精准监测，在实际电压越过死区后，控制系统主动通过快速调节 SVG 装置无功出力，实现并网点电压的稳定控制。

　　9 宽频带振荡抑制控制

　　9.1 控制原则

　　控制策略通过测量范围在0kHz～1kHz的高精度交流电量采集装置，采集升压站并网点的三相电压、电流瞬时值，基于测量数据进行频谱分析，监测到振荡发生时，触发振荡抑制控制，并触发振荡波形数据存储。

　　9.2 控制内容

　　9.2.1 在监测到光伏电站并网点遇到次/超同步振荡情况时，可通过主动支撑控制，控制发电单元快速响应，起到“ 以控代切 ”的目的，提高电站并网线路安全。

　　9.2.2 控制系统应具备并网点电压、电流频谱在线分析功能，电压电流振荡波形数据存储功能，振荡频谱数据的输出与展示功能。

　　10 闭锁

　　10.1 主动支撑控制系统应具备完备的闭锁功能,应满足 GB/T 40289 的要求。

　　10.2 有功控制进入控制死区进行闭锁，设置上调期间在目标值的-0.2% 额定装机MW～0.5%额定装机 MW 之间闭锁，下调期间在目标值的-0.3% 额定装机 MW～0.4%额定装机 MW 之间闭锁(该值可按照各区域电网实际情况确定)。

　　10.3 一次调频动作闭锁，应包括大频差信号的反向调节闭锁。

　　10.4 数据采集异常或故障信号闭锁，应包括:综自电气高低压侧有功偏差大控制闭锁、调度计划指令数据异常闭锁、全场并网总有功数据异常闭锁以及并网母线电压数据异常闭锁。

　　11 系统性能指标

　　11.1 主动支撑控制性能指标

　　11.1.1 有功频率主动支撑调节死区，频率应控制在±0.05Hz 内。

　　11.1.2 无功电压主动支撑调节死区， 电压应控制在-3%，+7%内。

　　11.1.3 并网点有功频率、无功电压采样周期应不大于 100ms，采集精度±0.2%，频率测量分辨率≤ 0.003 Hz。

　　11.1.4 有功频率、无功电压主动支撑控制响应滞后时间应不大于 500ms。

　　11.1.5 有功频率、无功电压主动支撑控制周期应不大于 1s。

　　11.1.6 有功频率主动支撑调节时间应不大于 5s。

　　11.1.7 无功电压主动支撑调节时间应不大于 2s。

　　11.1.8 有功频率控制偏差应不大于±1%额定有功功率。

　　11.1.9 无功电压控制偏差应不大于±1%额定无功功率及额定电压。

　　11.2 被动响应调度性能指标

　　11.2.1 AGC 控制调节时间 10s～60s。

　　11.2.2 AGC 有功控制偏差±0.2%~±1%额定有功功率。

　　11.2.3 AVC 控制调节时间 3s～10s。

　　11.2.4 AVC 无功控制偏差±0.2%~±1%额定无功功率。

　　11.2.5 AVC 电压控制偏差±0.2%~±1%额定电压。

　　11.3 宽频带振荡抑制

　　11.3.1 三相电压、电流瞬时量采样频率≥5 kHz，精度不大于 0.003 Hz。

　　11.3.2 电压、电流频谱在线分析功能：频带范围 0 kHz～2 kHz、数据时间窗长 1 sec、频率分辨率1 Hz、计算时间≤500 ms。

　　11.3.3 发电场站振荡抑制控制：有功无功计算时间≤100ms。

　　11.3.4 发电单元振荡抑制控制功能：有功无功瞬时电流(Id，Iq)控制计算时间≤100 ms。

　　11.3.5 电压电流振荡波形数据存储功能 :单段数据时长 1 min,总存储数据时长≥24hour。

　　11.4 其他

　　11.4.1 发电数据采集控制通讯时间 20 ms～1000 ms.

　　11.4.2 电气数据采集通讯时间≤100 ms.

　　注： 以上指标中为范围的指标受被控设备，现场网络等多种外因影响，实际测试指标落在范围内即认为满足标准要求。

　　附 录 A

　　(规范性)

　　主动支撑控制系统测点范围表

　　主动支撑控制系统测点范围表见表A.1。

　　表 A.1 主动支撑控制系统测点范围表

　　表 A.1 主动支撑控制系统测点范围表(续)

　　表 A.1 主动支撑控制系统测点范围表(续)