《屋頂光伏接入公用電網(wǎng)電能質(zhì)量預評估技術規(guī)范》

T/CPSS(L)2023—006

前言

本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規(guī)則》的規(guī)定

起草。

本文件由中國電源學會提出并歸口。

本文件起草單位：廣東電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院、四川大學電氣工程學院、深圳市中電電

力技術股份有限公司、中國汽車工業(yè)工程有限公司、山東華天電氣有限公司、上海電氣輸配電集團、浙

江君億環(huán)保科技有限公司、海南電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院、東芝三菱電機工業(yè)系統(tǒng)（中國）有

限公司、安徽安大清能電氣科技有限公司、南京燦能電力自動化股份有限公司、國網(wǎng)山西省電力公司電

力科學研究院、深圳市三和電力科技有限公司、中國電力科學研究院有限公司、南京國臣直流配電科技

有限公司、廣西電網(wǎng)有限責任公司電力科學研究院、國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學研究院、國網(wǎng)河

北省電力有限公司電力科學研究院。

本文件主要起草人：朱遠哲、王玲、汪穎、王昕、孫文華、遲恩先、葉傅華、王金戈、伍智鵬、馮

進、孫賀、季建春、趙軍、饒偉、衛(wèi)卓、張保、周柯、董鶴楠、王磊。

本文件為首次發(fā)布。

中國電源學會團體標準征求意見稿

II

T/CPSS(L)2023—006

屋頂光伏接入公用電網(wǎng)電能質(zhì)量預評估技術規(guī)范

1范圍

本標準規(guī)定了屋頂光伏接入公用電網(wǎng)的總體原則和技術要求：包括評估流程、數(shù)據(jù)收集、評估方法

和評估報告等。

本標準適用于接入單點新增或擴容：20kV及以下供電系統(tǒng)容量小于6.3MVA或35kV供電系統(tǒng)容

量大于2MVA、小于40MVA的屋頂光伏接入公用電網(wǎng)電能質(zhì)量預評估。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，

僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本

文件。

GB/T156標準電壓

GB/T12325電能質(zhì)量供電電壓偏差

GB/T12326電能質(zhì)量電壓波動和閃變

GB/T14549電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波

GB/T15543電能質(zhì)量三相電壓不平衡

GB/T17625.8電磁兼容限值每相輸入電流大于16A小于等于75A連接到公用低壓系統(tǒng)的設備

產(chǎn)生的諧波電流限值

GB/T19862電能質(zhì)量監(jiān)測設備通用要求

GB/T37408光伏發(fā)電并網(wǎng)逆變器技術要求

GB/T19862電能質(zhì)量監(jiān)測設備通用要求

3術語和定義

GB/T156—2017、GB/T12325—2008、GB/T12326—2008、GB/T14549—93和GB/T15543—2008界

定的以及下列術語和定義適用于本文件。為了便于使用，以下列出了GB/T156—2017、GB/T12325—

2008、中國電源學會團體標準GB/T12326—2008、GB/T14549—93征求意見稿和GB/T15543—2008以及本文件提出的一些術語和定義。

3.1

逆變器inverter

將直流電變換成交流電的設備。

3.2

公共連接點pointofcommoncoupling（PCC）

用戶接入公用電網(wǎng)的公共連接處。

[GB/T14549—93定義3.1]

3.3

電能質(zhì)量監(jiān)測設備monitoringequipmentofpowerquality

通過對引入的電壓、電流信號進行分析處理，實現(xiàn)對電能質(zhì)量指標進行監(jiān)測的專用裝置。

3.4

系統(tǒng)標稱電壓nominalsystemvoltage

用以標志或識別系統(tǒng)電壓的給定值。

[來源：GB/T156—2017，2.1]

1

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3.5

電壓偏差voltagedeviation

實際運行電壓對系統(tǒng)標稱電壓的偏差相對值，以百分數(shù)表示。

[來源：GB/T12325-2008，3.4]

3.6

電壓波動voltagefluctuation

電壓方均根值（有效值）一系列的變動或連續(xù)的改變。

[來源：GB/T12326—2008，3.3]

3.7

諧波harmonic

對周期性交流量進行傅里葉級數(shù)分解，得到頻率為基波頻率大于1整數(shù)倍的分量。

[來源：GB/T14549—93，3.4]

3.8

電壓不平衡voltageunbalance

三相電壓在幅值上不同或相位差不是120°，或兼而有之。

[來源：GB/T15543—2008，3.1]

4總體原則

4.1屋頂光伏接入PCC點的電能質(zhì)量預評估，應考慮量測數(shù)據(jù)、電網(wǎng)等值數(shù)據(jù)、光伏數(shù)據(jù)等，量測數(shù)

據(jù)應取1天運行檢測周期的95%概率值。

4.2屋頂光伏接入PCC點的電能質(zhì)量預評估應考慮屋頂光伏接入可能引起的電能質(zhì)量最嚴重的情況。

4.3基于電能質(zhì)量預評估值和國標限值，評估屋頂光伏接入對PCC點電能質(zhì)量的影響，指導屋頂光伏

的新增和擴容。

4.4評估機構為具備電能質(zhì)量相關評估能力的專業(yè)機構，評估過程應保證數(shù)據(jù)來源的可靠性、有效性

和詳實度。

4.5本標準涉及的評價指標應符合GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543的要求。

5評估流程

屋頂光伏接入PCC點的電能質(zhì)量預評估流程見圖1。

步驟1步驟2步驟3

中國電源學會團體標準收集數(shù)據(jù)征求意見稿電能質(zhì)量預評估編制評估報告

?PCC點量測數(shù)據(jù)電壓電壓諧波諧波三相?相關信息

?電網(wǎng)等值數(shù)據(jù)偏差波動電流電壓不平?電能質(zhì)量預評估結果

衡評

?屋頂光伏數(shù)據(jù)評估評估評估評估?屋頂光伏新增和擴容建議

估

圖1屋頂光伏接入PCC點的電能質(zhì)量預評估流程

6數(shù)據(jù)收集

6.1量測數(shù)據(jù)

6.1.1所采用的數(shù)據(jù)應依據(jù)GB/T19862進行量測，量測數(shù)據(jù)包括但不限于6.1.2和6.1.2。

6.1.2屋頂光伏并網(wǎng)前正常運行情況下PCC點1天運行檢測周期的基波電壓95%概率大值、基波電

壓95%概率小值、基波電流95%概率大值、基波電流95%概率小值；

6.1.3屋頂光伏并網(wǎng)前正常運行情況下PCC點1天運行檢測周期的各次諧波電壓95%概率大值、各

次諧波電流95%概率大值。

2

T/CPSS(L)2023—006

6.2電網(wǎng)等值數(shù)據(jù)

6.2.1屋頂光伏接入PCC點最小短路容量、供電設備容量、用戶的協(xié)議容量。

6.2.2系統(tǒng)側(cè)等效電壓、系統(tǒng)側(cè)等效阻抗、系統(tǒng)側(cè)阻抗角。

6.2.3用戶側(cè)等效阻抗。

6.2.4若光伏PCC點系統(tǒng)側(cè)阻抗參數(shù)未知且缺乏測量條件，按公式(1)和公式(2)簡化計算。

U2

N(1)

Zg=++RXddj·····································································

S0

式中：

Zg——PCC點系統(tǒng)側(cè)等效阻抗，單位為歐姆（Ω）；

UN——PCC點系統(tǒng)標稱電壓，單位為千伏（kV）kV；

S0——已知的上一級PCC點的短路容量，單位為兆伏安（MVA）MVA。

Rd——上一級PCC點和光伏并網(wǎng)PCC點之間線路的等效電阻，單位為歐姆（Ω）；

Xd——上一級PCC點和光伏并網(wǎng)PCC點之間線路的等效電抗，單位為歐姆（Ω）。

U2

N(2)

Zhg,=h++RdjhXd··································································

S0

式中：

Zh,g——PCC點系統(tǒng)側(cè)h次諧波阻抗，單位為歐姆（Ω）。

6.2.5若用戶側(cè)阻抗參數(shù)未知且缺乏測量條件時，按公式(3)和公式(4)簡化計算

(3)

ZRXll=+jl···········································································

式中：

Zl——用戶側(cè)等效阻抗，單位為歐姆（Ω）；

Rl——用戶側(cè)等效電阻，單位為歐姆（Ω）；

Xl——用戶側(cè)等效電抗，單位為歐姆（Ω）。

(4)

Zhl,=Rl+jhXl·········································································

式中：

Zh,l——用戶側(cè)h次諧波阻抗，單位為歐姆（Ω）。

Rl和Xl分以下兩種情況簡化計算：

a)中國電源學會團體標準用戶消耗的總功率已知,用戶側(cè)電阻和電抗按征求意見稿公式(5)計算：

U2

=N

RPll2

Sl

··········································································(5)

2

UN

XQ=

ll2

Sl

式中：

Sl——用戶側(cè)消耗的視在功率，單位為兆伏安（MVA）；

Pl——用戶側(cè)消耗的有功功率，單位為兆瓦（MW）；

Ql——用戶側(cè)消耗的無功功率，單位為兆乏（MVar）。

b)用戶消耗的功率未知,用戶側(cè)電阻和電抗按公式(6)計算：

3

T/CPSS(L)2023—006

U2

=Nξθ

RSl2tlcos

ξSt

···································································(6)

2

UN

XS=ξθsin

l2tl

ξSt

式中：

St——PCC點處供電設備容量，單位為兆伏安（MVA）；

ξ——Sl與St之比，一般情況下可取ξ=0.8；

θl——用戶功率因數(shù)，可取0.9～1。

6.3光伏數(shù)據(jù)

6.3.1屋頂光伏設計參數(shù)及運行參數(shù)，包括額定電壓、額定電流、最大功率點輸出功率。

6.3.2標準測試條件下的光照強度、光伏系統(tǒng)測試功率、光伏電池溫度。

6.3.3不同輸出功率條件下各次諧波電流含量。

6.3.4屋頂光伏擬并網(wǎng)數(shù)量。

7評估方法

7.1評估采用的電路模型

評估推薦采用的屋頂光伏并網(wǎng)模型如附錄A所示。

7.2電能質(zhì)量指標計算方法

7.2.1假設條件

電能質(zhì)量指標的評估計算在下述假設條件下進行：

a)三相供電電壓對稱，且為純正弦波；

b)系統(tǒng)供電電氣參數(shù)對稱；

c)屋頂光伏逆變器及其用電電氣參數(shù)對稱。

7.2.2電壓偏差評估

7.2.2.1計算工況

考慮日照充足時，屋頂光伏額定運行條件下的電壓偏差。

7.2.2.2計算方法

屋頂光伏并網(wǎng)電壓偏差指標按公式（中國電源學會團體標準7）征求意見稿計算：

UU?

δU(%)=afterN×100%·······························································(7)

UN

式中：

Uafter——屋頂光伏并網(wǎng)后PCC點電壓評估值，按公式（8）或公式（9）計算，單位為兆伏安（kV）。

a)PCC點運行電壓已知時，Uafter按公式(8)計算：

ZZ

lg(8)

UUafter=+×before∑IPV····························································

ZZlg+n

式中：

Ubefore——光伏并網(wǎng)前PCC點運行電壓，單位為千伏（kV）；

IPV——屋頂光伏額定電流，單位為安（A）；

4

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n——屋頂光伏擬并網(wǎng)數(shù)量。

b)PCC點運行電壓未知時，Uafter按公式（9）計算：

Z

l(9)

Uafter=()UZgg+×∑IPV··························································

ZZlg+n

式中：

Ug——系統(tǒng)側(cè)等效電壓，單位為千安（kV）。

7.2.3電壓波動評估

7.2.3.1計算工況

考慮由于日照突變或人為啟停等原因，導致屋頂光伏電源的突然減少或失去造成的電壓波動。

7.2.3.2計算方法

屋頂光伏并網(wǎng)電壓變動指標按公式（10）計算：

?×Scos(?θ+)

d=PV×100%····························································(10)

Ssc

式中：

SPCC——PCC點最小短路容量，單位為兆伏安（MVA）；

φ——從PCC點看進去的電網(wǎng)阻抗角，單位度（o）；

θ——屋頂光伏功率因數(shù)角，一般情況下取0o；

ΔSPV——屋頂光伏功率變化量，一般情況下僅含有功功率，單位為兆伏安（MVA）。

a)計算單次最大電壓變動值，取ΔSPV為光伏最大功率點輸出功率，帶入公式(10)計算單次最大電

壓變動值。

b)估算不同時刻電壓變動值，應依據(jù)不同時刻光照變化，按公式(11)計算光伏出力變化量ΔSPV,k，

帶入公式(10)計算第k時刻電壓變動值。光照強度按當?shù)靥栞椪諒姸鹊湫腿兆兓€估算，

見附錄B。

?G

Tk,(11)

?=SPV,knPSTC()[1??αp(TTCk,C,STC)]·················································

GSTC

式中：

ΔSPV,k——第k時刻屋頂光伏注入功率變化量，單位為兆伏安（MVA）；

PSTC——標準測試條件下光伏系統(tǒng)測試功率，單位為兆瓦（MW）；

G中國電源學會團體標準STC——標準測試條件下的光照強度征求意見稿，單位為瓦每平方米（W/m2）；

ΔGT,k——第k時刻光照強度變化值，依據(jù)太陽光照強度日變化曲線估算，單位為瓦每平方米

（W/m2）；

GT,k-1——第k-1時刻光照強度，依據(jù)太陽光照強度日變化曲線估算，單位為瓦每平方米（W/m2）；

ap——功率溫度系數(shù)，一般取0.005；

TC,STC——標準測試條件下光伏電池溫度，單位為攝氏度（℃）；

TC,k——第k時刻光伏電池溫度，可按公式(12)計算，單位為攝氏度（℃）。

(12)

TCk,=Ta,k+CGTk,·····································································

式中：

Ta,k——第k時刻環(huán)境溫度，單位為攝氏度（℃）；

C——溫度系數(shù)，取0.03。

7.2.4諧波電流評估

5

T/CPSS(L)2023—006

7.2.4.1計算工況

考慮光伏額定工作條件下的典型諧波發(fā)射特性。

7.2.4.2計算方法

a)PCC點諧波電流已知時，光伏并網(wǎng)后PCC點注入的總諧波電流按公式(13)計算：

(13)

Ih,after=∑IIhh,PV+,before································································

n

式中：

Ih,before——光伏并網(wǎng)前PCC點注入的總諧波電流，單位為安培（A）；

Ih,PV——光伏注入PCC點的各次諧波電流，按公式（14）計算，單位為安培（A）。

(14)

Ihh,PV=IPV×HRI,PV···································································

式中：

HRIh,PV——光伏在額定工作條件下，第h次諧波電流含有率。

b)PCC點諧波電流未知時，按公式(15)計算Ih,before，帶入公式(13)計算Ih,after：

U

hg,(15)

IIh,before=hl,?·······························································

ZZhl,,+hg

式中：

Uh,g——系統(tǒng)側(cè)h次背景諧波電壓，單位為伏（V）；

Ih,l——PCC點其它用戶注入的h次諧波電流，單位為安培（A）。

光伏并網(wǎng)后PCC點總諧波電流畸變率按公式(16)計算：

M

I2

∑h=2h,after(16)

THDI,after=×100%·························································

I1,after

式中：

M——所考慮的諧波最高次數(shù)；

I1,after——光伏并網(wǎng)后PCC點的基波電流，單位為安培（A）。

c)PCC點基波電流已知時，I1,after按公式(17)計算

(17)

II1,after=1,before+∑I1,PV·································································

中國電源學會團體標準征求意見稿n

式中：

I1,before——光伏并網(wǎng)前PCC點注入的基波電流，單位為安培（A）；

I1,PV——光伏注入PCC點的基波電流，單位為安培（A）。

d)PCC點基波電流未知時，I1,after按公式(18)計算

U

g(18)

II1,after=+∑1,PV·······························································

ZZlg+n

7.2.5諧波電壓

7.2.5.1計算工況

考慮光伏額定工作條件下的典型諧波發(fā)射特性。

6

T/CPSS(L)2023—006

7.2.5.2計算方法

a)PCC點諧波電壓未知時，光伏并網(wǎng)后PCC點各次諧波電壓按公式（19）計算：

Z

hl,(19)

Uh,after=()UZhg,+×hg,∑Ih,PV···················································

ZZhl,,+hgn

b)PCC點諧波電壓已知時，光伏并網(wǎng)后PCC點各次諧波電壓按公式(20)計算：

ZZ

hl,,hg(20)

UUhh,after=+×,before∑Ih,PV·····················································

ZZhl,,+hgn

式中：

Uh,before——光伏并網(wǎng)前PCC點h次諧波電壓，單位為伏特（V）。

光伏并網(wǎng)后PCC點總諧波電壓畸變率按公式(21)計算：

M

U2

∑h=2h,after(21)

THDU,after=×100%························································

U1,after

式中：

M——所考慮的諧波最高次數(shù)；

U1,after——光伏并網(wǎng)后PCC點的基波電壓，單位為伏特（V）。

7.2.6三相不平衡

7.2.6.1計算工況

考慮配電網(wǎng)僅一相接入單相光伏，以及兩相分別接入單相光伏情況。

7.2.6.2計算方法

光伏并網(wǎng)后PCC點三相電壓不平衡度按公式(22)計算：

Ua2,after

εU2=×100%

Ua1,after

·································································(22)

U

ε=a0,after×100%

U0U

中國電源學會團體標準征求意見稿a1,after

式中：

εU0——光伏并網(wǎng)后PCC點零序電壓不平衡度;

Ua1,after——光伏并網(wǎng)后PCC點三相電壓的正序分量；

Ua2,after——光伏并網(wǎng)后PCC點三相電壓的負序分量；

Ua0,after——光伏并網(wǎng)后PCC點三相電壓的零序分量。

各序分量按公式(23)計算：

2

Ua1,after1aaUA,after

1

=2(23)

Ua2,after1aaUB,after························································

3

UUa0,after111C,after

式中：

a——運算子，取ej120o。

7

T/CPSS(L)2023—006

UA,after——光伏并網(wǎng)后PCC點A相電壓，單位為千伏（kV）；

UB,after——光伏并網(wǎng)后PCC點B相電壓，單位為千伏（kV）；

UC,after——光伏并網(wǎng)后PCC點C相電壓，單位為千伏（kV）。

以配電網(wǎng)僅A相接入單相光伏為例，說明光伏并網(wǎng)后PCC點三相電壓計算方法。

a)PCC點運行電壓已知時，UA,after按公式(24)計算，UB,after、UC,after按公式(25)計算：

ZZ

lg(24)

UUA,after=+×A,before∑IPV························································

ZZlg+n

UUB,after=B,before

·····································································(25)

UUC,after=C,before

b)PCC點運行電壓未知時，UA,after按公式(26)計算，UB,after、Uc,after按公式(27)計算：

Z

l(26)

UA,after=()UZgg+×∑IPV·······················································

ZZlg+n

Z

=l×2

UB,afteraUg

ZZlg+

·······························································(27)

Z

U=l×aU

C,after+g

ZZlg

7.3評估限值

7.3.1電壓偏差

應依據(jù)GB/T12325進行電壓偏差越限評估，判斷屋頂光伏并網(wǎng)后是否導致PCC點存在電壓偏差越

限風險。

7.3.2電壓波動

應依據(jù)GB/T12326進行電壓波動與閃變越限評估，判斷屋頂光伏并網(wǎng)后是否導致PCC點存在電壓

波動與閃變越限風險。

7.3.3諧波電流

7.3.3.1應依據(jù)GB/T37408-2019、GB/T17625.8-2015對單個光伏引起的諧波電流進行評估，判斷

單個光伏各次諧波電流含有率是否達標。中國電源學會團體標準征求意見稿

7.3.3.2應依據(jù)GB/T14549進行PCC點諧波電流越限評估，判斷屋頂光伏并網(wǎng)后是否導致PCC點

存在諧波電流總諧波電流畸變率越限風險。

7.3.4諧波電壓

應依據(jù)GB/T14549進行PCC點諧波電壓越限評估，判斷屋頂光伏并網(wǎng)后是否導致PCC點存在諧波

電流及總諧波電壓畸變率越限風險。

7.3.5三相不平衡

應依據(jù)GB/T15543進行PCC點三相不平衡度越限評估，判斷屋頂光伏并網(wǎng)后是否導致PCC點存在

三相不平衡度越限風險。

8評估報告

屋頂光伏逆變器電能質(zhì)量預評估評估報告宜包含能重現(xiàn)評估的全部信息：

——屋頂光伏逆變器信息：

8

T/CPSS(L)2023—006

a)屋頂光伏逆變器名稱；

b)屋頂光伏逆變器容量；

c)屋頂光伏逆變器臺數(shù)；

d)屋頂光伏監(jiān)測數(shù)據(jù)。

——電網(wǎng)側(cè)信息：

a)接入點處的電壓等級；

b)接入點是否安裝電能質(zhì)量監(jiān)測裝置；

c)接入點是否有其他屋頂光伏；

d)接入點在接入屋頂光伏前各項電能質(zhì)量指標監(jiān)測值（如有）。

——電能質(zhì)量評估結果

a)屋頂光伏逆變器并網(wǎng)各項電能質(zhì)量指標預評估值；

b)屋頂光伏逆變器并網(wǎng)各項電能質(zhì)量指標預評估值是否越限。

典型屋頂光伏接入公用電網(wǎng)電能質(zhì)量預評估案例見附錄C；屋頂光伏接入公用電網(wǎng)電能質(zhì)量預評估

結果記錄表可參考附錄D。

中國電源學會團體標準征求意見稿

9

T/CPSS(L)2023—006

A

A

附錄A

（資料性）

屋頂光伏并網(wǎng)基本模型

屋頂光伏并網(wǎng)評估模型如圖A.1所示。

Zg

IPV

+++

UgUlZlUPV

---PV

圖A.1屋頂光伏并網(wǎng)電能質(zhì)量評估模型

圖A.1中Ug、Zg分別為電網(wǎng)的等效電勢和等效阻抗，Ul、Zl分別為負荷電壓和阻抗，UPV、IPV分別

為屋頂光伏的電壓和電流值。

中國電源學會團體標準征求意見稿

10

T/CPSS(L)2023—006

B

B

附錄B

（資料性）

太陽輻照強度日變化曲線

晴天太陽輻照強度日變化曲線見圖B.1。

1200

2

m

/

W

800

/

度

強

400

照

輻

0

036072010801440

時間

/min

圖B.1晴天太陽輻照強度日變化曲線

多云天氣太陽輻照強度日變化曲線見圖B.2。

1200

2

m

/

W

800

/

度

強

照400

輻

0

036072010801440

中國電源學會團體標準征求意見稿時間

/min

圖B.2多云天氣太陽輻照強度日變化曲線

11

T/CPSS(L)2023—006

C

C

附錄C

（資料性）

屋頂光伏接入公用電網(wǎng)電能質(zhì)量預評估案例

C.1量測數(shù)據(jù)

量測數(shù)據(jù)見表C.1，電網(wǎng)等值數(shù)據(jù)見表C.2，擬并網(wǎng)光伏數(shù)據(jù)見表C.3。

表C.1量測數(shù)據(jù)

基波電壓(V)諧波電壓(V)諧波電流(A)

A相B相C相5次諧波7次諧波…5次諧波7次諧波…

95%概率大值601259975908203.0175.85-12.1321.334-

95%概率小值585358015761------

表C.2電網(wǎng)等值數(shù)據(jù)

額定電壓最小短路容量供電設備容量用戶協(xié)議容量用戶功率因數(shù)系統(tǒng)阻抗角

10kV270MVA50MVA50MVA0.98580°

表C.3擬并網(wǎng)光伏數(shù)據(jù)

額定額定最大功率點標準測試條件下的光標準測試條件下的各次諧波電流含有率

臺數(shù)

電壓電流輸出功率照強度電池溫度5次7次…

10kV150A3MVA1000W/m225℃2%1.5%-10

C.2電網(wǎng)等值數(shù)據(jù)計算

系統(tǒng)側(cè)基波等效阻抗值的計算見公式（C.1）。

22

UN(10kV)

Zg===j0.37························································(C.1)

S0270MVA

系統(tǒng)側(cè)5次諧波等效阻抗值的計算見公式（C.2）。

U2(10kV)2

N(.2)

中國電源學會團體標準Zh5,g==×=征求意見稿5j1.85····················································C

S0270MVA

用戶側(cè)基波等效阻抗值的計算見公式（C.3）。

(.3)

ZRXll=+=jl2.46+j0.43··························································C

公式（C.3）中，Rl和Xl計算見公式（C.4）

22

UN(10kV)

RSl=ξθtlcos=×0.8×50MVA×0.985=2.46

22(0.8×50MVA)

ξSt

························(C.4)

22

UN(10kV)

XS=ξθsin=×0.8×50MVA×0.173=0.43

l22tl(0.8×50MVA)

ξSt

用戶側(cè)5次諧波等效阻抗值的計算見公式（C.5）。

12

T/CPSS(L)2023—006

(.5)

Z5,ll=R+jhXl=2.46+×5j0.43=2.46+j2.15··········································C

C.3電能質(zhì)量指標預評估

C.3.1電壓偏差

屋頂光伏并網(wǎng)后A相電壓預評估值的計算見公式（C.6）。

ZZlg

UUafter=+×before∑IPV

ZZlg+n

j0.37×+(2.46j0.43)

=（6012VV×0.985+j6012×0.173）+××10150A····················(C.6)

j0.37++(2.46j0.43)

=+=∠5997j1570V619914.67V

屋頂光伏并網(wǎng)后A相電壓偏差預評估值的計算見公式（C.7）。

UU?6199V?10kV/3

δU(%)=afterN×=100%×=100%7.36%···························(C.7)

UN10kV/3

C.3.2電壓波動

附錄B中為光伏擬并網(wǎng)區(qū)域多云天氣下典型太陽輻照強度曲線。可知，光照強度在第800min時刻變

化最大，第800min前后光照強度分別為1070W/m2和345W/m2，且第800min時刻環(huán)境溫度為18°C。則

第800min光伏電池溫度見公式（C.8）。

TCk,=+=×Ta,kCGTk,18+0.031000=48C···············································(C.8)

則第800min時刻PCC點單相可能具有最大的電壓變動值見公式（C.9）。

?GTk,

?SPV,k=nPSTC()[1??αp(TCk,TC,STC)]

GSTC

1070W/m2?345W/m2

=××103MVA()×[1?×0.005(48C?25C)]····················(C.9)

1000W/m2

=19.25MVA

則屋頂光伏并網(wǎng)后電壓波動預評估值見公式（C.10）。

?×Scos(80+0)19.25MVA×0.174

d=PV×=100%×=100%1.24%·······················(C.10)

Ssc270MVA

C.3.2中國電源學會團體標準諧波電流征求意見稿

屋頂光伏并網(wǎng)后其注入電網(wǎng)的5次諧波電流預評估值見公式（C.11）。

(.11)

I5,PV=×IPVHRI5,PV=×10150A×=2%3A···········································C

屋頂光伏并網(wǎng)后PCC點注入的總諧波電流預評估值見公式（C.12）。

(.12)

I5,after=∑II5,PV+=×5,before103A+12.13A=42.13A···································C

n

C.3.3諧波電壓

屋頂光伏并網(wǎng)后PCC點5次諧