西北区域光伏电站并网管理暂行规定讨论稿Word文档下载推荐.docx
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3.6
1.7
1.5
1.8
1.4
1.3
3.4
1.1
1
注：
GB/T14549中规定了110kV及以下电压等级电网的谐波电流要求，220kV及以上电压等级的谐波电流指标参照执行。
（三）电压偏差
光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即：
35kV及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。
20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的±
7%。
如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。
采用A级性能电压监测仪，选择时间长度为两个小时计算供电电压偏差，基本测量时间窗口为10个周波（200ms）。
（四）电压波动和闪变
光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定，其中光伏电站引起的闪变值按照光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配，如表3所示
表3电压变动限值
r/（次/h）
d,%
LV、MV
HV
r≤1
1<
r≤10
3*
2.5*
10<
r≤100
100<
r≤1000
1.25
1.很少的变动频度r（每日少于1次），电压变动限值d还可以放宽；
2.对于随机性不规则的电压波动，依95％概率大值衡量，表中标有“*”的值为其限值；
3.本标准中系统标称电压UN等级按以下划分：
低压（LV）UN≤1kV；
中压（MV）1kV<
UN≤35kV；
高压（HV）35kV<
UN≤220kV
光伏电站接入电网后，公共连接点短时间闪变Pst和长时间闪变Plt应满足表4所列的限值。
表4各级电压下的闪变限值
系统电压等级
LV
MV
Pst
1.0
0.9（1.0）
Plt
0.7（0.8）
0.6
1.本标准中Pst和Plt每次测量周期分别取为10min和2h；
2.MV括号中的值仅适用于公共连接的所有用户为同电压等级的场合。
（五）电压不平衡度
光伏电站引起的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求，光伏电站接入电网后，由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。
（六）直流分量
光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流电流额定值的0.5％。
（七）电能质量在线监测
1.光伏电站应在并网点装设满足IEC61000-4-30《电磁兼容第4－30部分试验和测量技术－电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。
2.光伏电站电能质量在线监测终端监测数据,包含电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、谐波电压、闪变值、谐波电流、间谐波、电压暂降等指标。
3.光伏电站电能质量数据应能够远程传送到电网电能质量监测中心，保证电网企业对电能质量的监控，光伏电站电能质量数据应具备一年及以上的储存能力。
传输格式应满足接入电网企业的要求。
第六条功率控制与电压调节
（一）有功功率控制
1.光伏电站并网运行后，应按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。
（1）光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。
（2）光伏电站能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。
2.光伏电站有功功率变化包括10min有功功率变化和1min有功功率变化。
光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求。
光伏电站有功功率变化最大限值参照表5，该要求也适用于光伏电站的正常启动和停机。
表5光伏电站有功功率变化最大限值
电站类型
10min有功功率变化最大限值（MW）
1min有功功率变化最大限值（MW）
10kV-35kV接入电网
装机容量
装机容量/5
110kV及以上接入电网
装机容量/3
装机容量/10
太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制。
3.在电力系统事故或紧急情况下，光伏电站应根据调度部门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电站有功功率或切除光伏电站；
此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限值。
事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。
（二）无功控制和电压调节
1.光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。
光伏电站应充分利用逆变器和无功补偿装置的无功调节能力进行无功功率和电压调节。
2.光伏电站无功功率和电压调节要求
（1）光伏电站应配置无功电压控制系统，具备自动跟踪无功功率及电压控制能力。
根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏电站并网点电压在正常运行范围内，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。
（2）对于专线接入公用电网的光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏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电站送出线路的一半充电无功功率。
（3）对于T接于公用电网和接入用户内部电网的光伏电站应根据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。
（4）对于通过汇集系统升压至330kV电压等级接入公用电网的光伏电站或大型光伏发电基地接入电力系统，电网企业要结合电网实际情况开展无功电压专题研究，光伏电站要按照电力调度机构对无功装置类型及容量要求执行。
第七条电网异常响应特性
（一）电压异常时的响应特性
1.光伏电站应具备一定的低电压耐受能力。
其中接入用户内部电网的光伏电站的低电压耐受要求由电力调度部门确定。
（1）电力系统发生不同类型故障时，若光伏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时，光伏电站应保证不间断并网运行；
否则光伏电站停止向电网线路送电。
光伏电站并网点电压跌至20％标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运行1s；
光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到标称电压的90％时，光伏电站能够保证不间断并网运行。
对于三相短路故障和两相短路故障，考核电压为光伏电站并网点线电压；
对于单相接地短路故障，考核电压为光伏电站并网点相电压。
（2）对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，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/秒的功率变化率恢复至故障前的值。
（3）低电压期间，光伏电站宜提供动态无功支撑。
图1光伏电站的低电压耐受能力要求
2.当光伏电站并网点电压大于标称电压的110％时，光伏电站的运行状态由光伏电站的性能确定。
（二）频率异常时的响应特性
光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表6所示电网频率偏离下运行。
表6 光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求
频率范围
运行要求
低于48Hz
根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定
48Hz～49.5Hz
每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min。
49.5Hz～50.2Hz
连续运行。
50.2Hz～50.5Hz
每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2min的能力，同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定；
此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。
高于50.5Hz
在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。
第八条 安全保护
光伏电站应配置相应的安全保护装置。
光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，与电网的保护相匹配。
光伏电站应在光伏电站并网点内侧设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。
（一）过流保护
光伏电站应具备一定的过电流能力，在120％倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min。
（二）防孤岛
对于光伏电站，公用电网继电保护装置必须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。
其中接入用户内部电网的光伏电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定。
（三）逆功率保护
当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。
当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，光伏电站应在0.5s～2s内停止向电网线路送电。
（四）恢复并网
电网发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在电网电压和频率恢复正常后，光伏电站应按电力调度部门指令执行，不可自行并网。
（五）继电保护及安全自动装置
1.光伏电站相关继电保护、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规定和反事故措施的要求。
一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜配置光纤电流差动保护。
2.接入220kV及以上电压等级的大型光伏电站应装设同步相量测量单元（PMU），为光伏电站的安全监控与电力调度部门提供统一时标下的光伏电站暂态过程中的电压、相角、功率等关键参数的变化曲线。
3.110kV及以上接入电网的光伏电站应装设专用故障录波装置。
故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。
第九条 通用技术条件
（一）接地
光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的支架和基础。
（1）光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。
（2）直流电路可以在光伏方阵输出电路的任意一点上接地。
但是，接地点应尽可能置于靠近光伏组件和任何其它元件如开关、熔断器、保护二极管之前，这样能更好地保护系统免遭雷电引起的电压冲击。
当从光伏方阵中拆去任何一个组件时，系统接地和设备接地都不应被切断。
（3）直流电路的地线和设备的地线应共用同一接地电极。
如果直流系统有中性地线，应将这地线焊到输电设施干线的地线上。
直流系统和交流系统所有的地线应是共同的。
（4）防雷接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地共用一组接地装置时，接地装置的接地电阻值按接入设备中要求的最小值确定。
（5）各种接地装置应利用直接埋入地中或水中的自然接地极，并设置将自然接地极和人工接地极分开的测量井。
发电厂、变电所除利用自然接地极外，还应敷设人工接地极。
（6）当利用自然接地极和引外接地装置时，应采用不少于两根导体在不同地点与接地网相连接。
（7）在腐蚀严重地区，敷设在电缆沟中的接地线和敷设在屋内或地面上的接地线，宜采用热镀锌，对埋入地下的接地极宜采取适合当地条件的防腐蚀措施。
接地线与接地极或接地极之间的焊接点，应涂防腐材料。
（8）在接地线引进建筑物的入口处，应设标志。
明敷的接地线表面应涂15～100mm宽度相等的绿色和黄色相间的条纹。
（二）防雷
防雷保护（包括直击雷防护和雷电侵入波防护）应满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行的要求。
1.采用避雷针或避雷线实现直击雷保护并采取措施防止反击。
2.采取措施防止或减少光伏电站近区线路的雷击闪络并在站内适当配置避雷器以减少雷电侵入波过电压的危害。
（三）电磁兼容
光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。
同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。
（四）耐压要求
光伏电站的设备应满足GB311.1-1997
《高压输变电设备的绝缘配合》、GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验》标准的工频耐压要求,如下表7所示，电力变压器中性点绝缘水平要求如表8所示。
表7光伏电站各类设备的短时（1min）工频耐受电压（有效值）kV
系统标称
电压
（有效值）
设备最高
变压器
并联电抗器
电容器
母线支柱绝缘子（干试）
互感器
断路器
支柱绝缘子、隔离开关
穿墙套管
真空
SF6
纯瓷
固体有机绝缘
纯瓷和纯瓷充油绝缘
固体有机绝缘、油浸电容干式、SF6式
4
/
3.5
19
6.9
23
32
30
11.5
28
32
42
34
38
33
17.5
36
41
57
44
55
50
23.0
49
68
52
65
59
40.5
71
76
95
90
66
72.5
112
120
185
128
160
165
148
126.0
150
265
200
255
240
230
184
330
363.0
408
383
510
630
504
表8电力变压器中性点绝缘水平kV
系统标称电压
设备最高电压
中性点接地方式
雷电冲击全波和截波耐受电压（峰值）
短时工频耐受电压（有效值）（内、外绝缘，干试与湿试）
126
不固定接地
363
固定接地
85
550
（五）抗干扰要求
当光伏电站并网点的电压波动和闪变值满足GB/T12326-2008《电能质量-电压波动和闪变》、谐波值满足GB/T14549《电能质量-公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足GB/T15543《电能质量-三相电压不平衡》、间谐波含有率满足GB/T24337《电能质量-公用电网间谐波》的要求时，光伏电站应能正常运行。
（六）安全标识
光伏电站安全标识的形状、颜色、尺寸和高度参照《安全标志》GB2894-2008和《安全标志使用导则》GB16197执行。
要求如下：
a）安全标识应设置在光线充足、醒目、稍高于视线的地方。
b）对于隐蔽工程（如地下电缆）在地面上要有标识桩或依靠永久性建筑挂标识牌，注明工程位置。
c）对于容易被人忽视的电气部位，如封闭的架线槽、设备上的电气盒，要用红漆画上电气箭头。
d）常设警示牌（如户外架构上的“禁止攀登，高压危险”，户内外间隔门上的“止步，高压危险”等）应齐全，字迹清晰。
e）高压开关设备应有双重编号的编号牌，色标正确；
主控室的控制开关、按钮、二次回路压板名称应齐全、清晰、正确;
户内柜前后都应装有编号牌，并应字迹清晰，颜色正确，安装牢固。
第十条 电能计量
（一）光伏电站接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。
每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T448的要求。
（二）电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T
17883和DL/T614的要求。
电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。
电能表通信协议符合DL/T645，采集信息应接入电力系统电能信息采集系统。
（三）光伏电站的同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。
主、副表应有明确标志。
（四）电能表有功配置0.2S级、电能表无功配置2级、电流互感器配置准确度0.2S级专用绕组、电压互感器配置准确度0.2级专用绕组。
第十一条光伏发电功率预测预报
（一）接入110kV及以上电压等级的光伏电站应当安装电站端功率预测系统，收集气象资料，研究并积累天气对光伏电站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。
（二）短期预测的时间尺度为未来0-24小时，时间分辨率为15分钟，超短期预测时间尺度为未来15分钟-4小时，每15分钟滚动预测，并向调度部门上传功率预测结果。
（三）电力调度部门根据光伏发电功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线自动调整。
第十二条通信与信号
（一）基本要求
光伏电站与电力调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力调度部门作出规定，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。
（二） 正常运行信号
在正常运行情况下，光伏电站向电力调度部门或其他运行管理部门提供的信号至少应包括：
1.光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；
2.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；
3.光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流；
4.主变压器分接头档位、主断路器开关状态等。
第十三条光伏电站并网测试
（一） 测试要求
1.光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，应由具备相应资质的单位或部门进行测试，并在测试前将测试方案报所接入电网企业备案。
2.光伏电站应在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，以表明光伏电站满足接入电网的相关规定。
3.当光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，应重新提交测试报告。
（二）测试内容
测试应按照相关标准或规定进行，包括但不仅限于以下内容：
1.电能质量测试；
2.有功输出特性（有功输出与辐照度的关系特性）测试；
3.有功和无功控制特性测试；
4.电压与频率异常时的响应特性测试；
5.安全与保护功能测试；
6.通用技术条件测试。
第三章电站管理
第十四条接入系统前期管理
电网企业要做好光伏电站接入系统前期管理工作，对于大型光伏发电基地项目，要提前开展光伏电站接入系统和输电规划工作。
接入系统设计评审时，要根据光伏电站接入电力系统技术规定要求，严格接入系统设计报告审核，明确提出技术要求，并认真落实各项安全措施，保证光伏电站和电网的安全运行。
第十五条建设施工安全管理
电力建设单位要认真贯彻《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》和《电力建设安全监督管理办法》（电监安全〔2007〕38号）要求，全面落实安全生产管理责任，严格执行工程质量检查、检测、控制和验收制度，及时发现和消除基建过程中存在的安全隐患和质量缺陷；
要制定合理工期，坚决杜绝抢工期、赶进度现象；
要加强对参建各单位的监督检查和考核，保证工程建设质量。
要按照相关规定，在项目批准开工前，将光伏电站工程项目有关情况向电力监管机构备案。
项目施工单位要对施工现场的安全负责，主要负责人、安全管理人员及特种作业人员应按国家有关规定接受安全培训并持证上岗；
要严格执行电监会《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》和《进网作业电工证管理办法》规定，不得无资质或超越资质施工。
监理单位要严格履行监理职责，协助建设单位加强工程项目施工安全和质量管理，对于隐蔽工程要列入旁站监理并严格执行。
第十六条生产运行安全管理
光伏发电企业要全面落实企业安全生产主体责任，建立完善的安全生产管理体系和规章制度，健全安全生产技术规程规范；
要切实保证必要的安全投入，加强设施设备的维护保养，提高设备完好率和可靠性；
要认真开展安全生产事故隐患排查和整治，强化隐患整改效果；
要制定安全教育培训管理制度和安全教育培训计划，定期对各级管理人员和运行人员进行安全、技术考核，提高安全管理水平。
光伏发电企业要认真贯彻落实《电力
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