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1、光伏发电站接入电力系统技术规定目次前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义14 有功功率25 功率预测36 无功容量37 电压控制48 低电压穿越49 运行适应性610 电能质量611 仿真模型和参数712 二次系统713 并网检测8参考文献9I光伏发电站接入电力系统技术规定1 范围本标准规定了光伏发电站接入电力系统的技术要求。本标准适用于通过 10kV 及以上电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。2 规范性引用文件下列文件中对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡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
2、。GB/T 12325电能质量供电电压偏差GB/T 12326电能质量电压波动和闪变GB/T 14549电能质量公用电网谐波GB/T 15543电能质量三相电压不平衡GB/T 15945电能质量电力系统频率偏差GB/T 24337电能质量公用电网间谐波GB/T 19862电能质量监测设备通用要求DL/T 1040电网运行准则DL/T 448电能计量装置技术管理规定国家电力监管委员会令第 5 号电力二次系统安全防护规定3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1光伏发电站photovoltaic(PV) power station利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系
3、统，一般包含变压器、逆变器和光伏方阵等。3.2逆变器inverter将直流电变换成交流电的设备。3.3并网点point of interconnection光伏发电站升压站高压侧母线或节点。3.4送出线路transmission line1从光伏发电站并网点至公共连接点的输电线路。3.5有功功率active power光伏发电站输入到并网点的有功功率。3.6无功功率reactive power光伏发电站输入到并网点的无功功率。3.7有功功率变化active power change一定时间间隔内，光伏发电站有功功率最大值与最小值之差。注：本标准规定了 1min 及 10min 有功功率变化。3
4、.8低电压穿越low voltage ride through当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。3.9孤岛现象islanding电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。注：非计划性孤岛现象指的是非计划、不受控地发生孤岛现象。计划性孤岛现象指的是按预先配置的控制策略， 有计划地发生孤岛现象。3.10防孤岛anti-islanding禁止非计划性孤岛现象的发生。4 有功功率4.1 基本要求4.1.1 光伏发电站应具备参与电力系统的调频和
5、调峰的能力，并符合 DL/T 1040 的规定。4.1.2 光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。4.1.3 光伏发电站应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令。4.2 正常运行情况下有功功率变化4.2.1 光伏发电站有功功率变化包括 1min 有功功率变化和 10min 有功功率变化。在光伏发电站并网以及太阳能辐照度增长过程中，光伏发电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求， 其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。24.2.2 光伏发电站有功功率变化限值的可参考表 1
6、，该要求也适用于光伏发电站的正常停机。允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化超出有功功率变化最大限值的情况。表 1光伏发电站有功功率变化最大限值光伏发电站装机容量MW10min 有功功率变化最大限值MW1min 有功功率变化最大限值MW15050154.3 紧急控制4.3.1 在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应根据电力系统调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏发电站有功功率或切除光伏发电站； 此时光伏发电站有功功率变化可超出电力系统调度机构规定的有功功率变化最大限值。a) 电力系统事故或特殊运行方式下按照电力系统调度机构的要求降
7、低光伏发电站有功功率， 以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。b) 当电力系统频率高于 50.2Hz 时，按照电力系统调度机构指令降低光伏发电站有功功率，严重情况下切除整个光伏发电站。c) 在电力系统事故或紧急情况下，若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电力系统调度机构应按规定暂时将光伏发电站切除。4.3.2 事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按调度指令并网运行。5 功率预测5.1 基本要求光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有 0h72h 短期光伏发电功率预测以及15min4h 超短期光伏发电功率预测功能。5.2 预测曲线上报5.2.1 光伏发电站每 15
8、min 自动向电力系统调度机构滚动上报未来 15min4h 的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为 15min。5.2.2 光伏发电站每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日 024 时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为 15min。6 无功容量6.1 无功电源6.1.1 光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。光伏发电站安装的并网逆变器应满足功率因数在超前 0.95滞后 0.95 的范围内动态可调。6.1.2 光伏发电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力；当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站集中加装适当容量的
9、无功补偿装置，必要时加装动态无功3补偿装置。6.2 无功容量配置6.2.1 光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。6.2.2 通过 10kV35kV 电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前 0.98滞后 0.98 范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。6.2.3 对于通过 110（66）kV 及以上电压等级并网的光伏发电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线
10、路的一半充电无功功率之和。6.2.4 对于通过 220kV（或 330kV）光伏发电汇集系统升压至 500kV（或 750kV）电压等级接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。6.2.5 光伏发电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏发电站实际接入情况，通过光伏发电站接入电力系统无功电压专题研究来确定。7 电压控制7.1 基本要求通过 10kV35kV 电压等级并网的光伏发电
11、站在其无功输出范围内，应具备根据光伏发电站并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应可由电力系统调度机构设定。通过 110（66）kV 及以上电压等级接入公共电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，光伏发电站自动调节其发出（或吸收） 的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。7.2 控制目标当公共电网电压处于正常范围内时，通过 110（66）kV 及以上电压等级接入公共电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的 97107范围
12、内。7.3 主变压器选择通过 110（66）kV 及以上电压等级接入公共电网的光伏发电站，其变电站的主变压器应采用有载调压变压器，通过调整变电站主变压器分接头调节站内电压，确保站内光伏设备的正常运行。8 低电压穿越8.1 基本要求图 1 为光伏发电站的低电压穿越要求。a) 光伏发电站并网点电压跌至 0 时，光伏发电站应不脱网连续运行 0.15s；b) 光伏发电站并网点电压跌至曲线 1 以下时，光伏发电站可以从电网切出。4图 1光伏发电站的低电压穿越能力要求8.2 故障类型及考核电压电力系统发生不同类型故障时，若光伏发电站并网点考核电压全部在图 1 中电压轮廓线及以上的区域内，光伏发电站应保证不
13、脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出。针对不同故障类型的考核电压如表 2 所示：表 2光伏发电站低电压穿越考核电压故障类型考核电压三相短路故障并网点线电压两相短路故障并网点线电压单相接地短路故障并网点相电压8.3 有功功率恢复对电力系统故障期间没有切出的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少 10额定功率每秒的功率变化率恢复至故障前的值。8.4 动态无功支撑能力总装机容量在百万千瓦级规模及以上的光伏发电站群，当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，每个光伏发电站在低电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力：a) 当并网点电压发生跌落时，光伏发电站应能够通过
14、注入无功电流支撑电压恢复；自并网点电压跌落的时刻起，动态无功电流控制的响应时间不大于 75ms，持续时间应不少于 550ms。b) 光伏发电站的无功电流馈入不应使光伏发电站并网点电压高于 1.1 倍标称电压。c) 光伏发电站注入电力系统的动态无功电流 IT 应满足： IT1.5（0.9-UT）IN（0.2UT0.9） IT1.05IN（UT0.2）式中：5UT 光伏发电站并网点电压标幺值；IN 光伏发电站额定电流。9 运行适应性9.1 电压范围9.1.1 当光伏发电站并网点电压在标称电压的 90110之间时，光伏发电站应能正常运行； 当光伏发电站并网点电压超过标称电压的 110时，光伏发电站的
15、运行状态由逆变器的性能确定。9.1.2 当光伏发电站并网点的谐波值满足 GB/T 14549、三相电压不平衡度满足 GB/T 15543、间谐波值满足 GB/T 24337 的规定时，光伏发电站应能正常运行。9.2 频率范围光伏发电站应在表 3 所示电力系统频率范围内按规定运行。表 3光伏发电站在不同电力系统频率范围内的运行规定频率范围运行要求50.2Hz每次频率高于 50.2Hz 时，要求光伏发电站具有至少运行 2min 的能力， 并执行电力系统调度机构下达的降低出力或高周切机策略；不允许处于停运状态的光伏发电站并网10 电能质量10.1 电压偏差光伏发电站并网点的电压偏差应满足 GB/T
16、12325 的要求。10.2 闪变光伏发电站所接入公共连接点的闪变值应满足 GB/T 12326 的要求，其中光伏发电站引起的闪变值应按照光伏发电站安装容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。10.3 谐波光伏发电站所接入公共连接点的谐波注入电流应满足 GB/T 14549 的要求，其中光伏发电站向电力系统注入的谐波电流允许值应按照光伏发电站安装容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设 备总容量之比进行分配。10.4 电压不平衡度光伏发电站所接入公共连接点的电压不平衡度及光伏发电站引起的电压不平衡度应满足 GB/T 15543 的要求。10.5 监测与治理6光伏发电站应配置电能质量监测设
17、备，以实时监测光伏发电站电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，光伏发电站需安装电能质量治理设备，以确保光伏发电站合格的电能质量。所装设的电能质量监测装置应满足 GB/T 19862 要求。11 仿真模型和参数11.1 仿真模型光伏发电站开发商应提供可用于电力系统仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，用于光伏发电站接入电力系统的规划设计及调度运行。11.2 参数变化光伏发电站应跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电力系统调度机构。12 二次系统12.1 基本要求12.1.1 光伏发电站的二次设备及
18、系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程。12.1.2 光伏发电站与电力系统调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力系统调度机构作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号， 提供信号的方式和实时性要求等。12.1.3 光伏发电站二次系统安全防护应满足国家电力监管委员会令第 5 号的有关要求。12.2 正常运行信号光伏发电站向电力系统调度机构提供的信号至少应包括以下方面：a) 每个光伏发电单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态等；b) 光伏发电站并网点电压、电流、频率；c) 光伏发电站主升压变压器高压侧出线的
19、有功功率、无功功率、发电量；d) 光伏发电站高压断路器和隔离开关的位置；e) 光伏发电站主升压变压器分接头档位；f) 光伏发电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。12.3 继电保护及安全自动装置12.3.1 光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关标准、 规定和反事故措施的要求。12.3.2 对光伏发电站送出线路，一般情况下仅在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。12.3.3 公用电网的继电保护装置应保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。12.3.4 光伏发电站变电站应配备故障录波
20、设备，该设备应具有足够的记录通道并能够记录故障前10s 到故障后 60s 的情况，并配备至电力系统调度机构的数据传输通道。712.4 光伏发电站调度自动化12.4.1 光伏发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。12.4.2 光伏发电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定的要求接入信息量。12.4.3 光伏发电站电能计量点（关口）应设在光伏发电站与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。计量装置配置应符合 DL/T 448 的要求。12.4.4
21、光伏发电站调度自动化、电能量信息传输宜采用主/备信道的通信方式，直送电力系统调度 机构。12.4.5 光伏发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于 40min。12.4.6 对于接入 220kV 及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统（PMU）。12.5 光伏发电站通信12.5.1 光伏发电站应具备两条路由通道，其中至少有一条光缆通道。12.5.2 光伏发电站与电力系统直接连接的通信设备（如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM）、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等）需具有与系统接入端设备
22、一致的接口与协议。13 并网检测13.1 基本要求13.1.1 光伏发电站应向电力系统调度机构提供光伏发电站接入电力系统测试报告；当累计新增装机容量超过 10MW，需要重新提交测试报告。13.1.2 光伏发电站在申请接入电力系统测试前需向电力系统调度机构提供光伏部件及光伏发电站的模型、参数、特性和控制系统特性等资料。13.1.3 光伏发电站接入电力系统测试由具备相应资质的机构进行，并在测试前 30 日将测试方案报所接入地区的电力系统调度机构备案。13.1.4 光伏发电站应在全部光伏部件并网调试运行后 6 个月内向电力系统调度机构提供有关光伏发电站运行特性的测试报告。13.2 检测内容测试应按照国家或有关行业对光伏发电站并网运行制定的相关标准或规定进行，应包括但不仅限于以下内容：a) 光伏发电站电能质量测试，包括闪变和谐波；b) 光伏发电站有功功率输出特性（有功功率输出与辐照度的关系特性）测试；c) 光伏发电站有功/无功功率控制能力测试；d) 光伏发电站低电压穿越能力验证；e) 光伏发电站电压、频率适应能力验证。89