光伏发电接入电网相关技术规定.ppt

光伏发电站接入电力系统技术规定(GB/T19964),1,1、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35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站注1：与《光伏发电系统接入配电网技术规定》的区别：通过380V电压等级接入电网，以及通过10（6）kV电压等级接入用户侧的光伏 注2：与公司《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》的区别：10kV、6MW2,,孤岛 islanding 包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛 注：非计划性孤岛指的是非计划、不受控地发生孤岛计划性孤岛指的是按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛 防孤岛 anti-islanding 防止非计划性孤岛现象的发生3、术语和定义,孤岛运行的危害： 危及运行和检修人员的安全； 重合闸导致设备损坏； 孤岛供电质量差损坏用电设备3,4、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调峰的能力，并符合DL/T 1040的相关规定 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 光伏发电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令无20%以上出力的要求,4,,4.2 正常运行情况下有功功率变化 4.2.1 在光伏发电站并网、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中，光伏发电站有功功率变化速率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，由电网调度机构确定 4.2.2 光伏发电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/min，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速率超出限值的情况无10min出力变化率的要求,5,,4.3 紧急控制 4.3.1 在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应按下列要求运行： a）电力系统事故或特殊运行方式下，按照电网调度机构的要求降低光伏发电站有功功率 b）当电力系统频率高于50.2Hz时，按照电网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）若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电网调度机构按相关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6,5、功率预测,,5.1 基本要求装机容量10MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0h～72h短期光伏发电功率预测以及15min～4h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15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min～4h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网调度机构规定的时间上报次日0～24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 5.3 预测准确度光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于0.15，月合格率应大于80%；超短期预测第4小时月平均绝对误差应小于0.10，月合格率应大于85%7,6、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 6.1.2 光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调，并应满足在图1所示矩形框内动态可调 6.1.3 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无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置8,,,图1 逆变器无功出力范围,注： PN为逆变器额定有功功率,9,,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10kV～35kV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，无功容量配置应满足下列要求： a）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 b）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一半充电无功功率之和10,,6.2.4 对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站，无功容量配置宜满足下列要求： a）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， b）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11,7、电压控制,,7.1 基本要求 7.1.1 通过10kV～35kV电压等级接入电网的的光伏发电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由电网调度机构设定。

7.1.2 通过110（66）kV及以上电压等级接入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网调度机构指令，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满足电力系统电压调节的要求12,,7.2 控制目标 7.2.1 当公共电网电压处于正常范围内时，通过110（66）kV电压等级接入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97％～107％范围内 7.2.2 当公共电网电压处于正常范围内时，通过220kV及以上电压等级接入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100％～110％范围内 7.3 主变压器选择通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应采用有载调压变压器13,,,,对电压稳定的影响,圆内所有330kV线路发生短路故障，相应光伏电站退出运行,,14,8、低电压穿越,15,,8.1 基本要求图2为光伏发电站应满足的低电压穿越要求： a）光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应能不脱网连续运行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。

图2 光伏发电站的低电压穿越能力要求,16,,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2中电压轮廓线及以上的区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；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1所示： 8.3 有功功率恢复对电力系统故障期间没有脱网的光伏发电站，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30％额定功率/秒的功率变化率恢复至正常发电状态表1 光伏发电站低电压穿越考核电压,风电是10%额定功率/秒,17,,8.4 动态无功支撑能力对于通过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，当电力系统发生短路故障引起电压跌落时，光伏发电站注入电网的动态无功电流应满足以下要求： a）自并网点电压跌落的时刻起，动态无功电流的响应时间不大于30ms b）自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9pu期间，光伏发电站注入电力系统的动态无功电流IT应实时跟踪并网点电压变化，并应满足：,电压低于0.2pu时的无功出力,18,9、运行适应性,,9.1 电压范围 光伏发电站在表2所示并网点电压范围内应能按规定运行。

表2 光伏发电站在不同并网点电压范围内的运行规定,9.2 电能质量范围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提出了高电压要求,19,,9.3 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,20,10、电能质量,,10.1 电压偏差光伏发电站接入后，所接入公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325的要求 10.2 电压波动和闪变光伏发电站接入后，所接入公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T 12326的要求 10.3 谐波 10.3.1 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，其中光伏发电站并网点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 10.3.2 光伏发电站接入后，所接入公共连接点的间谐波应满足GB/T 24337的要求21,,10.4 电压不平衡度光伏发电站接入后，所接入公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T 15543的要求。

10.5 监测与治理光伏发电站应配置电能质量实时监测设备，所装设的电能质量监测设备应满足GB/T 19862的要求当光伏发电站电能质量指标不满足要求时，光伏发电站应安装电能质量治理设备22,11、仿真模型和参数,,11.1 仿真模型光伏发电站应建立光伏发电单元（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网调度机构23,12、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 光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度机构作出规定，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部门的有关规定24,,12.2 正常运行信号 光伏发电站向电网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。

25,,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，应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 光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合 12.3.4 光伏发电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施 12.3.5 通过110（66）kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配备故障录波设备，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，并配备至电网调度机构的数据传输通道26,,12.4 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。

产权分界点处不适宜安装电能计量装置的，关口计量点由光伏发电站业主与电网企业协商确定计量装置配置应符合DL/T 448的要求 12.4.4 光伏发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主/备信道的通信方式，直送电网调度机构 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）。