路径: 主页 > GB/T > 第746页 > GB/T 32892-2026 | 标准编号 | GB/T 32892-2026 (GB/T32892-2026) | | 中文名称 | 光伏发电系统模型及参数测试规程 | | 英文名称 | Model and parameter test regulation for photovoltaic power system | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | F12 | | 国际标准分类 | 27.160 | | 字数估计 | 34,356 | | 发布日期 | 2026-04-30 | | 实施日期 | 2026-08-01 | | 旧标准 (被替代) | GB/T 32892-2016 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会 | GB/T 32892-2026: 光伏发电系统模型及参数测试规程
GB/T 32892-2026 英文版: Model and parameter test regulation for photovoltaic power system
ICS 27.160
CCSF12
中华人民共和国国家标准
代替GB/T 32892-2016
光伏发电系统模型及参数测试规程
2026-04-30发布
2026-08-01实施
国 家 市 场 监 督 管 理 总 局
国 家 标 准 化 管 理 委 员 会 发 布
1 范围
本文件确立了光伏发电系统模型参数测试及验证的方法流程,包括试验条件、模型参数试验、模型
参数辨识、模型验证与评价等。
本文件适用于380V及以上电压等级交流并网的光伏发电系统机电和电磁暂态模型及参数测试。
4 总体要求
4.1 对于未提供模型及参数的光伏发电系统,应按GB/T 32826的要求确定模型结构,开展模型参数
测试。
4.2 对于已按GB/T 32826的要求提供模型及参数的光伏发电系统,应开展模型验证,校核模型准
确性。
4.3 光伏发电系统模型参数测试应包括光伏发电机组或光伏发电单元、厂站级功率控制系统、无功补
偿装置和电化学储能系统(如有)等模型参数测试。光伏发电单元的模型参数可通过光伏逆变器或光伏
发电机组模型参数测试获得。
4.4 光伏发电系统包含多种型号逆变器时,每种型号逆变器所组成的光伏发电机组或单元应分别进行
参数测试或模型验证。
4.5 光伏发电系统中电化学储能设备的机电和电磁模型参数测试应按照GB/T 44117开展。
4.6 对于包含多个光伏发电单元的光伏发电系统,按照附录A中A.3的相关规定,应按逆变器型号建
立等值模型,并开展等值模型验证。
4.7 光伏发电系统的模型参数测试流程应符合附录A的相关规定,其中模型参数试验应采用现场实
测、型式试验或控制器在环实时仿真中的一种方式开展。
5 试验条件
5.1 光伏发电系统模型参数试验前应收集以下资料,光伏发电系统模型及参数测试的收资列表见
附录B。
a) 光伏发电系统一次、二次系统设计报告及图纸、调试报告。
b) 光伏组件、逆变器、无功补偿装置产品型式试验报告。
c) 光伏方阵数据:标准测试环境(辐照度1000W/m2,环境温度25℃)下的光伏组件I-V 特性曲
线及其电气性能参数,开路电压、短路电流、最大功率、最大功率点电压、最大功率点电流等。
d) 逆变器数据:型号、额定输出功率、交流侧额定电压、交流侧最大允许输出电流、交流侧电压允
许范围、功率因数范围、满载 MPPT直流电压范围、最佳 MPPT工作点直流电压,以及直流母
线电容、滤波电感、滤波电容等主电路参数,各类保护参数。
e) 光伏发电单元箱变及电站主变数据:型式及型号、额定容量、额定电压、运行档位、连接组标号、
短路阻抗、空载损耗、负载损耗、空载电流。
f) 厂站级控制系统数据:控制架构(控制流程图)、控制策略、控制周期、控制参数、通信组网方式、
通讯规约、通讯周期等。
g) 无功补偿装置数据:额定容量、额定电压、输出容量范围,以及直流母线电容、滤波电感、滤波电
容等主电路参数,控制方式及参数,控制响应时间和各类保护参数。
5.2 光伏发电系统模型参数的试验设备应符合GB/T 37409和GB/T 31365的要求。
5.3 在进行现场实测时,试验环境温度应在-20℃~40℃,环境相对湿度应不超过90%。
6 模型参数试验
6.1 一般规定
6.1.1 光伏发电机组或单元可对整体进行模型参数试验,也可对光伏方阵和逆变器单独试验。
6.1.2 光伏方阵模型参数宜通过现场试验数据辨识获得,也可通过厂家提供的光伏组件参数拟合
获得。
6.1.3 光伏逆变器、无功补偿装置和厂站级功率控制系统的模型参数试验应优先采用型式试验方式,
可采用控制器在环实时仿真、现场实测方式补充模型参数试验数据,试验项目见表1。
6.1.4 网侧电压大扰动试验应包括电压跌落试验、电压升高试验和电压连续跌落-升高试验。
6.2 光伏方阵模型参数试验
6.2.1 光伏方阵模型参数试验宜在太阳辐照度大于700W/m2 下进行。
6.2.2 光伏方阵模型参数试验步骤如下:
a) 保持光伏方阵空载运行,监测光伏方阵出口侧电压;
b) 光伏方阵经逆变器并网运行,设定逆变器运行在最大功率跟踪状态,监测光伏方阵出口侧电
压、电流;
c) 调节逆变器运行在给定有功功率指令工作模式,有功功率控制指令为0.2p.u.;
d) 当逆变器跟踪有功控制指令稳定后,监测光伏方阵出口侧电压和电流;
e) 有功功率控制指令以0.1p.u.的幅度逐步增加至最大功率点,重复步骤d)。
6.2.3 试验过程中应记录太阳辐照度数据。
6.3 光伏逆变器模型参数试验
6.3.1 光伏逆变器的有功功率控制试验应符合GB/T 37409的规定。
6.3.2 光伏逆变器的无功功率控制试验应符合GB/T 37409的规定。
6.3.3 光伏逆变器的网侧电压小扰动试验步骤如下:
a) 将光伏逆变器接入光伏发电系统模型参数试验系统,试验系统应符合附录C中C.1的规定;
b) 保持光伏逆变器正常运行,调整交流侧电压运行在98%Un~102%Un,输出有功功率P≥
0.7Pn,无功功率0≤Q≤0.2Qmax;
c) 通过电压扰动发生装置或者设置线路故障,进行光伏逆变器三相电压扰动试验,使交流侧电压
分别跌落至95%Un和升高至105%Un,持续运行2s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D;
e) 保持光伏逆变器正常运行,调整交流侧电压运行在98%Un~102%Un,输出有功功率P≥
0.7Pn,无功功率0.5Qmax≤Q≤Qmax,重复步骤c)~d)。
6.3.4 光伏逆变器的电压跌落试验和电压升高试验工况应符合附录E中E.1的规定,试验步骤如下:
a) 将光伏逆变器接入光伏发电系统模型参数试验系统,试验系统应符合C.1的规定;
b) 保持光伏逆变器正常运行,调整交流侧电压运行在95%Un~105%Un,输出有功功率0.1Pn≤
P≤0.3Pn,无功功率范围分别为Qmin≤Q≤0.5Qmin和0.2Qmin≤Q≤0.2Qmax;
c) 通过电压扰动发生装置或者设置线路故障,进行光伏逆变器三相电压跌落试验,使交流侧电压
分别跌落至5%Un~30%Un、30%Un~60%Un 和60%Un~90%Un,持续时间应不低于0.15s,
记录试验数据,数据格式见附录D;
d) 通过电压扰动发生装置或者设置线路故障,进行光伏逆变器两相或单相电压跌落试验,使交流
侧电压分别跌落至30%Un~60%Un和60%Un~90%Un,持续时间应不低于0.15s,记录试验
数据,数据格式见附录D;
e) 通过电压扰动发生装置或者设置线路故障,进行光伏逆变器三相电压升高试验,使交流侧电压
升高至120%Un、130%Un,持续时间不低于0.5s,记录试验数据,数据格式见附录D;
f) 保持光伏逆变器正常运行,调整交流侧电压运行在95%Un~105%Un,输出有功功率范围为
P≥0.7Pn,无功功率范围分别为0≤Q≤0.2Qmax和0.5Qmax≤Q≤Qmax,重复步骤c)~e)。
6.3.5 光伏逆变器的连续电压跌落-升高试验工况应符合E.1的规定,试验步骤如下:
a) 将光伏逆变器接入光伏发电系统模型参数试验系统,试验系统应符合C.1的规定;
b) 保持光伏逆变器正常运行,调整交流侧电压运行在98%Un~102%Un,输出有功功率P≥
0.7Pn,无功功率0.2Qmin≤Q≤0.2Qmax;
c) 通过电压扰动发生装置或者设置线路故障,进行光伏逆变器三相电压跌落-升高试验,首先使
交流侧电压跌落至20%Un,持续时间宜为0.15s,然后使交流侧电压升高至130%Un,持续时
间宜为0.5s,交流侧电压切换的过渡时间宜不大于0.1s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D。
6.4 无功补偿装置参数试验
6.4.1 无功补偿装置的无功功率控制试验步骤如下:
a) 将无功补偿装置接入图C.1所示测试系统,信号模拟装置应符合C.3的规定;
b) 闭合开关K1,将无功补偿装置运行在定无功控制模式,设定初始无功功率为0;
c) 通过信号模拟装置,按照图1所示曲线控制无功补偿装置的无功功率参考值,使无功功率从
0依次阶跃至Qmin、0、Qmax,阶跃期间无功功率持续运行100s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D。
图1 无功功率控制曲线
6.4.2 无功补偿装置的电压控制试验步骤如下:
a) 将无功补偿装置接入图C.1所示测试系统,信号模拟装置应符合C.3的规定;
b) 闭合开关K1,将无功补偿装置运行在定电压控制模式,调整交流侧电压为98%Un~102%Un;
c) 通过信号模拟装置,按照图2所示曲线控制无功补偿装置的电压参考值,使交流侧电压从
1.0Un 依次阶跃至0.99Un、1.0Un、1.01Un、1.0Un,或电压偏差量从0kV依次阶跃至-1kV、
0kV、1kV、0kV,阶跃期间电压持续运行100s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D。
6.4.3 无功补偿装置的网侧电压扰动试验按照6.3.3、6.3.4和6.3.5规定的试验步骤进行,试验工况应
符合E.2的规定。
6.5 厂站级功率控制系统参数试验
6.5.1 厂站级功率控制系统的有功功率控制试验步骤如下:
a) 将厂站级功率控制系统及光伏发电系统接入图C.2所示测试系统,信号模拟装置应符合C.3
的规定;
b) 闭合开关K2,在定有功控制模式下,设定光伏发电系统有功功率0.7Pn≤P0≤Pn;
c) 通过信号模拟装置,按照图3所示曲线控制光伏发电系统的有功功率参考值,使有功功率依次
阶跃至0.6Pn、0.2Pn、P0、0.2Pn、0.6Pn、P0,阶跃期间有功功率持续运行100s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D。
图3 有功功率控制曲线
6.5.2 厂站级功率控制系统的无功功率控制试验步骤如下:
a) 将厂站级功率控制系统及光伏发电系统接入图C.2所示测试系统,信号模拟装置应符合C.3
的规定;
b) 闭合开关K2,在定无功控制模式下,设定光伏发电系统的初始有功功率P0=0.5Pn,无功功率
为0;
c) 通过信号模拟装置,按照图1所示曲线控制光伏发电系统的无功功率参考值,使无功功率从
0依次阶跃至Qmin、0、Qmax,阶跃期间无功功率持续运行100s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D。
6.5.3 厂站级功率控制系统的电压控制试验步骤如下:
a) 将厂站级功率控制系统及光伏发电系统接入图C.2所示测试系统,信号模拟装置应符合C.3
的规定;
b) 闭合开关K,将无功补偿装置运行在定电压控制模式,设定光伏发电系统初始有功功率0.7Pn≤
P0≤Pn;
c) 通过信号模拟装置,按照图2所示曲线控制光伏发电系统的电压参考值,使交流侧电压从
1.0Un 依次阶跃至0.99Un、1.0Un、1.01Un、1.0Un,或电压偏差量从0kV依次阶跃至-1kV、
0kV、1kV、0kV,阶跃期间电压持续运行100s;
d) 记录试验数据,数据格式见附录D。
6.5.4 厂站级功率控制系统的频率扰动试验应符合NB/T 11221的规定。
7 模型参数辨识
7.1 试验数据处理
7.1.1 用于模型参数辨识及验证的试验数据应包括电压、电流、无功电流、有功功率和无功功率。
7.1.2 试验数据处理按照以下步骤进行:
a) 按照附录F规定的方法,计算并提取原试验数据的电压、电流、无功电流的有效值、有功功率、
无功功率,其中,电压、电流有效值应包含基波分量和谐波分量;
b) 对步骤a)提取的试验数据进行重采样,将试验数据的时间分辨率宜统一为1ms,作为电磁暂
态模型参数辨识及验证的试验数据,重采样时可添加一阶低通滤波器滤除高频谐波分量,滤波
时间常数不大于1ms;
c) 计算并提取原试验数据的电压、电流、无功电流的基波分量、有功功率、无功功率;
d) 对步骤c)提取的试验数据进行重采样,将试验数据的时间分辨率宜统一为机电暂态模型仿真
计算步长,一般取10ms,作为机电暂态模型参数辨识及验证的试验数据;
e) 将步骤b)和d)处理后的试验数据均折算为标幺值,功率基准值为设备额定容量,电压基准值
为测量点额定电压。
7.2 参数辨识
7.2.1 根据6.2的试验数据,采用合适的方法拟合光伏方阵模型的U-I及P-U 特性。
7.2.2 光伏逆变器的机电暂态模型和结构化电磁暂态模型的参数辨识按照以下步骤进行:
a) 根据有功功率控制试验、网侧小扰动试验数据,辨识光伏逆变器的有功控制环节参数;
b) 根据无功功率控制试验、电压控制试验、网侧小扰动试验数据,辨识光伏逆变器的无功控制环
节参数;
c) 根据网侧大扰动试验数据,辨识光伏逆变器的故障穿越控制环节参数及故障穿越恢复环节
参数。
7.2.3 无功补偿装置的机电暂态模型和结构化电磁暂态模型的参数辨识按照以下步骤进行:
a) 根据无功功率控制试验、电压控制试验、网侧小扰动试验数据,辨识无功补偿装置的无功控制
环节参数;
b) 根据电压控制试验、网侧小扰动试验数据,辨识无功补偿装置的电压控制环节参数;
c) 根据网侧大扰动试验数据,辨识光伏逆变器、无功补偿装置的故障穿越控制环节参数及故障穿
越恢复环节参数。
7.2.4 厂站级功率控制系统的机电暂态模型和结构化电磁暂态模型的参数辨识按照以下步骤进行:
a) 根据有功功率控制试验数据,辨识厂站级有功控制环节参数;
b) 根据无功功率控制试验和电压控制试验数据,辨识厂站级无功控制环节参数;
c) 根据电压控制试验数据,辨识厂站级电压控制环节参数;
d) 根据频率扰动试验数据,辨识厂站级频率控制环节参数。
8 模型验证与评价
8.1 模型验证仿真
8.1.1 光伏逆变器、无功补偿装置和厂站级功率控制系统的机电、电磁暂态模型仿真按照以下步骤
进行:
a) 根据试验测试系统的拓扑结构和辨识得到的模型参数,在机电、电磁暂态仿真软件中分别建立
基于单机无穷大系统的仿真模型;
b) 设置无穷大电网的电压、等效阻抗和短路容量等参数,使仿真模型系统电网参数与试验测试系
统一致;
c) 按照第6章的规定依次设置仿真模型的初始有功功率和无功功率,使其与试验工况一致;
d) 依次设置仿真扰动事件及参数,使其与对应试验工况扰动一致,开展仿真计算,提取仿真模型
的电压、电流和功率数据;
e) 按照7.1.2规定的步骤进行仿真数据处理,使经处理后的仿真数据与对应试验数据同步、等长。
8.1.2 光伏发电系统等值机电暂态模型验证按照以下步骤进行:
a) 根据光伏发电系统的拓扑结构,以及光伏逆变器、无功补偿装置和厂站级功率控制系统的机电
暂态模型参数,搭建光伏发电系统的详细暂态模型;
b) 对由同一型号逆变器构成的多个光伏发电机组进行倍乘计算,完成光伏发电机组模型参数等
值,等值容量取各逆变器额定容量之和,若光伏发电系统中存在多种逆变器型号,宜按照型号
分类进行等值处理;
c) 遵循稳态电压范围内损耗不变、最大压降一致的原则,完成光伏发电单元升压变压器、汇集线
路以及站内升压变压器的等值建模;
d) 根据步骤b)和c)的等值模型参数,搭建光伏发电系统的等值机电暂态模型;
e) 按照E.3规定的仿真工况,依次设置暂态模型的仿真扰动事件及参数,使详细模型与等值模型
的仿真工况一致,依次开展仿真计算,提取详细模型与等值模型并网点的电压、电流和功率
数据;
f) 针对步骤e)得到的仿真数据,按照7.1.2规定的步骤进行数据处理,使经数据处理后的详细模
型与等值模型仿真数据同步,并折算为标幺值,功率基准值为光伏发电系统额定容量,电压基
准值为并网点额定电压。
8.1.3 光伏发电系统等值电磁暂态模型应采用等值机电暂态模型中的光伏发电单元箱变、汇集线路以
及场站升压变压器的等值建模参数,光伏发电机组等值模型应按照8.1.2的规定进行等值处理。
8.2 数据区段划分
8.2.1 网侧电压扰动试验验证的时间范围应包括扰动前2s到扰动清除且有功功率恢复稳定运行后
2s。
8.2.2 网侧电压扰动试验验证的数据序列区段划分原则为:
a) 根据电压扰动数据,将数据序列划分为A(扰动前)、B(扰动期间)、C(扰动后)3个时段;
b) 根据电流、有功功率和无功功率的响应特性,将3个时段划分为稳态和暂态区间,其中A时段
为稳态区间,B时段分为B1(暂态区间)和B2(稳态区间),C时段分为C1(暂态区间)和C2(稳
态区间);
c) 数据序列区段划分应符合附录G的规定。
8.2.3 指令信号模拟试验验证的时间范围应包括控制指令下达前2s到功率达到稳定运行后10s。
8.2.4 指令信号模拟试验验证的数据序列区段划分原则为:
a) 根据指令或信号,将数据序列划分为A(阶跃前)、B(阶跃后)两个时段;
b) 根据电流、有功功率和无功功率的响应特性,将两个时段划分为稳态和暂态区间,其中A时段
为稳态区间,B时段应分为B1(暂态区间)和B2(稳态区间);
c) 数据序列区段划分应符合附录H的规定。
8.3 偏差计算
8.3.1 数据区段划分后,各时段的稳态区间和暂态区间应分别进行偏差计算,A时段应计算最大绝对
偏差,B时段暂态区间应计算平均偏差,稳态区间应计算平均绝对偏差和最大绝对偏差,C时段暂态区
间应计算平均偏差,稳态区间应计算最大绝对偏差。
8.3.2 两相或单相不对称扰动工况下进行电磁暂态模型准确度评价时,B时段应计算平均偏差。
8.3.3 平均偏差、平均绝对偏差和最大绝对偏差的计算方法如公式(1)~公式(3)所示。
8.3.4 模型准确度的综合评价指标宜采用加权平均总偏差,计算方法如公式(4)所示,各区段权值见
表2。两相或单相不对称扰动工况下的电磁暂态模型准确度综合评价指标采用公式(5)计算加权平均
总偏差,其中B时段的权值λB 取60%。
8.4 机电暂态模型准确度评价
8.4.1 光伏逆变器、无功补偿装置和厂站级功率控制系统的模型准确度应依据仿真数据与试验数据的
电气量偏差值进行评价,考核电气量见表3。
8.4.2 光伏逆变器、无功补偿装置和厂站级功率控制系统的机电暂态模型准确度要求如下。
a) 网侧三相对称扰动工况下,电压、电流、无功电流的基波正序分量、有功功率和无功功率的各项
偏差应不超过表4中的数值。
b) 网侧两相或单相不对称扰动工况下,电压、电流、无功电流的基波正序和负序分量的各项偏差
应不超过表4中数值的1.5倍,有功功率和无功功率的各项偏差应不超过表4中的数值。当
光伏逆变器的电流限幅环节为无功......
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