光伏发电系统接入配电网设计技术规范.docx

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光伏发电系统接入配电网设计技术规范

光伏发电系统接入配电网设计方案

1总则

1.0.1为规范光伏发电接入配电网设计，促进光伏发电顺利并网，保障光伏发电接入后配电网的安全稳定运行，制订本规范。

1.0.2本规范适用于通过35kV及以下电压等级接入配电网的新建、改建和扩建光伏发电系统。

1.0.4光伏发电接入配电网设计应从全局出发，统筹兼顾，按照安装规模、工程特点、发展规划和配电网条件，通过技术经济比较确定设计方案。

1.0.5光伏发电接入配电网设计应采用符合国家现行有关标准的效率高、能耗低、可靠性高和性能先进的电气产品。

1.0.6光伏发电接入配电网设计，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2术语

2.0.1并网点pointofinterconnection（POI）

对于有升压站的光伏发电系统，指升压站高压侧母线或节点。

对于无升压站的光伏发电系统，指光伏发电系统的输出汇总点。

2.0.2低电压穿越lowvoltageridethrough（LVRT）

当电力系统事故或扰动引起光伏发电系统并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电系统能够保证不脱网连续运行。

2.0.3孤岛现象islanding

包含部分负荷和光伏发电系统的局部电网与主网断开后继续运行的现象。

2.0.4非计划性孤岛现象unintentionalislanding

非计划、不受控地发生孤岛现象。

2.0.5计划性孤岛现象intentionalislanding

按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。

2.0.6防孤岛anti-islanding

禁止非计划性孤岛现象的发生。

3基本规定

3.0.1光伏发电接入配电网设计，应根据光伏发电系统规模、接入电网条件和对配电网的影响，合理制定接入配电网方案，对规模小、接入电压等级低的光伏发电系统，应适当简化接入配电网设计。

3.0.2光伏发电接入配电网设计，应充分考虑专线和T接接入的不同，在采用T接接入方案时应进行详细的潮流、电能质量和继电保护计算。

3.0.3光伏发电接入配电网设计，在进行电力电量平衡、潮流计算和电气参数选择时，应充分考虑组件类型、跟踪方式和辐照度对光伏发电出力特性的影响。

3.0.4通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电系统，在进行接入配电网设计时，可根据需要进行光伏发电系统接入配电网无功补偿和电能质量专题研究。

4接入系统条件

4.1电力系统现况

4.1.1电源现况概述应包括装机规模及电源结构、发电量、设备年利用小时数等。

4.1.2负荷现况概述应包括最大供电负荷、供电量、负荷特性等。

4.1.3电网现况概述应包括电网接线方式、光伏发电系统周边的变电站规模、相关电压等级出线间隔预留及扩建条件、线路型号及长度、线路走廊条件等。

4.2光伏发电系统概述

4.2.1光伏发电系统概述应包括项目所在地理位置、太阳能资源概况、规划规模、本期建设规模、前期工作进展情况、装机方案、设计年发电量、出力特性、建设及投产时间等内容。

4.2.2对于扩建光伏发电系统，还应说明现有光伏发电系统概况、扩建条件等。

4.3电力系统发展规划

4.3.1根据经济发展形势和用电负荷增长情况，对相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的负荷水平及负荷特性进行预测。

4.3.2概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的电源发展规划，包括新增电源建设进度、机组退役计划及电源结构等。

4.3.3概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的电网发展规划，包括设计水平年和展望年的变电站布局及规模、电网接线方式等。

5一次部分设计

5.1电力电量平衡

5.1.1在电力平衡计算时，应根据负荷特性和光伏发电系统出力特性，列出各水平年最大负荷且光伏发电系统零出力及最大出力方式下配电网电力平衡表。

各水平年的电力平衡宜按季或月进行分析。

5.1.2当光伏发电系统规模较大时，应列出所在配电网各水平年的电量平衡表。

5.2光伏发电系统建设的必要性及其在配电网中的地位和作用

5.2.1光伏发电系统建设的必要性应从满足电力需求、改善电源布局和能源消费结构、促进节能减排等方面进行论述。

5.2.2根据电力电量平衡的结果，分析光伏发电系统的电力电量消纳范围，并说明光伏发电系统在配电网中的地位和作用。

5.3电压等级与接入电网方案

5.3.1简要说明光伏发电系统本期工程投产前相关电压等级电网的接线方式和接入条件。

5.3.2根据光伏发电系统规模、在配电网中的地位和作用、接入条件等因素，确定送出电压等级；考虑远近期结合，提出接入电网方案，并初步选择送出线路导线截面。

5.3.3对提出的接入电网方案进行必要的电气计算和技术经济比较，提出推荐方案，包括出线电压等级、出线方向、出线回路数、导线截面等。

5.4潮流计算

5.4.1潮流计算应包括设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式。

当光伏发电系统最大出力主要出现在腰荷时段时，还应计算腰荷运行方式。

5.4.2当光伏发电系统容量较大时，还应分析典型方式下光伏出力变化引起的线路功率和节点电压波动，避免出现线路功率或节点电压越限。

5.4.3潮流计算应对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。

5.4.4通过潮流计算，检验光伏发电系统接入电网方案，选择导线截面和电气设备的主要规范，选择调压装置、无功补偿设备及其配置。

5.5短路电流计算

5.5.1进行必要的短路电流计算为新增电气设备的选型提供依据。

5.5.2短路电流计算应包括光伏发电系统并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相短路电流。

5.5.3当光伏发电系统使配电网的短路电流达到或接近控制水平时，应通过技术经济比较，选择合理的限流措施。

5.6无功补偿

5.6.1光伏发电系统的功率因数和电压调节能力应满足相关标准的要求，不能满足要求时，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。

5.6.2光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗等因素。

5.6.3光伏发电系统宜安装无功功率或电压控制系统以充分利用光伏逆变器的无功调节能力；需安装辅助无功补偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时应安装动态无功补偿装置。

5.6.4通过10kV（6kV）～35kV电压等级并网，具有统一升压变压器的的光伏发电系统，可在升压变压器低压侧配置无功补偿装置。

没有统一升压变压器时，可以分散安装但应能按要求自动调节，也可以通过增加无功补偿装置专用升压变压器实现集中安装。

5.6.5通过380V电压等级并网的光伏发电系统，无功补偿装置可集中安装或分散安装，但分散安装时应能按要求自动调节。

5.7电能质量

5.7.1光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡、直流分量和电压波动等方面应满足相关标准的要求。

5.7.2光伏发电系统应在并网点装设电能质量在线监测装置，以实时监测光伏发电系统电能质量指标是否满足要求。

5.8方案技术经济分析

5.8.1简要列出各接入系统方案投资估算表，主要包括送出线路部分投资、对侧系统变电站投资。

对于各接入系统方案涉及到的光伏发电系统升压站部分投资，如各方案升压站投资差异较大，也可将不同部分列入投资估算表中一并进行投资分析比较。

5.8.2列出各接入系统方案技术经济综合比较表，主要包括各接入系统方案消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布等电气计算结果、方案对系统运行的影响（如短路电流、电能质量等）、投资估算等。

5.8.3对各接入系统方案进行综合技术经济分析比较，提出推荐方案。

5.9电气参数要求

5.9.1根据光伏发电系统规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情况、出线电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较，对并网点升压电气主接线提出要求。

5.9.2对以下主要电气设备参数提出要求：

（1）主变压器的参数规范，包括额定电压、容量、台数、阻抗、调压方式（有载或无励磁）、调压范围、分接头以及主变压器中性点接地方式（当经电抗接地时，要包括其参数）。

（2）确定是否需要安装无功补偿装置，初步提出无功补偿装置容量、类型、电压等级、台数。

（3）提出对逆变器电能质量、防孤岛保护和低电压穿越能力等要求。

（4）对新增断路器技术参数提出要求。

6二次部分设计

6.1系统继电保护

6.1.1通过10kV~35kV电压等级接入的光伏发电系统，继电保护配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，应符合现行国家标准GB/T14285的有关规定。

通过380V电压等级接入的光伏发电系统宜采用熔断器或框架式断路器。

6.1.2简述与光伏发电系统相关的配电网继电保护现状及存在的问题。

6.1.3分析一次系统对继电保护配置的特殊要求。

6.1.4根据光伏发电系统接入系统方案，论述系统继电保护配置原则。

6.1.4提出相关继电保护的配置方案。

6.1.5提出继电保护对通信通道的技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。

6.1.6提出继电保护对电流互感器、电压互感器（或带电显示器）、对时系统和直流电源等的技术要求。

6.1.710kV~35kV光伏发电系统专用送出线路应按双侧电源线路配置保护。

6.1.810kV~35kV光伏发电系统送出线路为“T”接线时，光伏发电系统升压站侧应配置线路保护。

6.1.9光伏发电系统接入配电网后，应对相关线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应重新配置保护。

6.1.10当光伏发电系统设有母线时，按以下规定配置母线保护：

a）35kV母线应配置专用的母线保护。

b）10kV及以下母线故障可由母线有源连接元件的后备保护切除故障。

6.2自动控制装置

6.2.1简述与光伏发电系统相关的配电网现有安全自动装置配置现状及存在的问题。

6.2.2分析光伏发电系统并网设计方案，提出安全自动装置配置原则。

6.2.3根据分析结论，提出相关安全自动装置的配置方案。

6.2.4结合继电保护配置和低电压穿越技术要求，提出防孤岛保护配置方案。

6.2.5提出防孤岛保护与备自投装置、自动重合闸装置配合的要求。

6.2.6提出频率电压异常紧急控制装置配置方案。

6.2.7根据光伏发电系统并网方式，提出逆功率保护配置方案。

6.2.8提出安全自动装置对通信通道的技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。

6.2.9提出电流互感器、电压互感器和直流电源等的技术要求。

6.3调度自动化

6.3.1简述与光伏发电系统相关的配电网调度自动化系统、调度数据网等的现状及存在的问题。

6.3.2根据配电网调度管理、光伏发电系统的容量和接入配电网电压等级提出光伏发电系统与调度关系。

6.3.3根据调度关系，确定是否接入远端调度自动化系统并明确接入调度自动化系统的远动系统配置方案。

6.3.4根据调度自动化系统的要求，提出信息采集内容、通信规约及通道配置要求。

6.3.5根据相关调度端有功功率、无功功率控制的总体要求，分析光伏发电系统在配电网中的地位和作用，确定远动系统是否参与有功功率控制与无功功率控制，并明确参与控制的上下行信息及控制方案。

6.3.6根据调度关系组织远动系统至相应调度端的远动通道，明确通信规约、通信速率或带宽。

6.3.7提出相关调度端自动化系统的接口技术要求。

6.3.8根据电力系统二次安全防护总体要求，分析本工程各应用系统与网络信息交换、信息传输和安全隔离要求，提出二次系统安全防护方案、设备配置和