光伏电站接入电专业技术规定.docx

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光伏电站接入电专业技术规定

光伏电站接入电网技术规定

（征求意见稿）

国家电网公司发布

xxxx-xx-xx实施

xxxx-xx-xx发布

目次

光伏电站接入电网技术规定

1.范围

本规定内所有光伏电站均指并网发电光伏电站，本规定不包括离网光伏电站。

本规定规定了光伏电站接入电网运行应遵循的一般原则和技术要求。

本规定适用于通过静态变换器（逆变器）接入电网的光伏电站，包括有变压器与无变压器连接。

2.规定性引用文件

下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，但鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。

GB/T2297-1989太阳光伏能源系统术语

GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差

GB/T14549-93电能质量公用电网谐波

GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变

GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡

GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则

GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求

GB/T20046-2006光伏（PV）系统电网接口特性

GB2894安全标志（neqISO3864:

1984）

GB16179安全标志使用导则

DL/T544电力系统通信管理规程

DL/T598电力系统通信自动交换网技术规范

DL/T448电能计量装置技术管理规定

DL/T5202电能量计量系统设计技术规程

DL/T1040-2007电网运行准则

SJ/T11127光伏（PV）发电系统过电压保护-导则

DL755-2001电力系统安全稳定导则

3.术语和定义

下列术语和定义适用于本规定：

3.1.

光伏电站photovoltaic（PV）powerstation

包含所有变压器、逆变器（单台或多台）、相关的BOS（平衡系统部件）和太阳电池方阵在内的发电系统。

3.2.

并网光伏电站grid-connectedPVpowerstation

接入公用电网运行的光伏电站。

3.3.

逆变器invertor

将光伏电站的直流电变换成交流电的设备。

用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备。

最大功率跟踪控制器、逆变器和控制器均可属于逆变器的一部分。

注1：

具备控制、保护和滤波功能，用于电源和电网之间接口的任何静态功率变换器。

有时被称作功率调节子系统、功率变换系统、静态变换器、或者功率调节单元。

注2：

由于其整体化的属性，在维修或维护时才要求逆变器与电网完全断开。

在其他所有的时间里，无论逆变器是否在向电网输送光伏能源，控制电路保持与电网的连接，以监测电网状态。

“停止向电网线路送电”的说法在本规定中普遍使用。

应该认识到在发生跳闸时，例如过电压跳闸，逆变器不会与电网完全断开。

逆变器维护时可以通过一个电网交流断路开关来实现与电网完全断开。

3.4.

公共连接点pointofcommoncoupling（PCC）

电力系统中一个以上用户的连接处。

3.5.

并网点　pointofinterconnection（POI）

对于通过升压变压器接入电网的发电系统，指与电网直接连接的升压变高压侧母线。

对于不通过变压器直接接入电网的发电系统，指发电系统的输出汇总点，并网点也称为接入点（pointofintegration）。

3.6.

孤岛效应islanding

电网失压时，光伏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。

孤岛效应可分为非计划性孤岛效应和计划性孤岛效应。

非计划性孤岛效应unintentionalislanding

非计划、不受控地发生孤岛效应。

计划性孤岛效应intentionalislanding

按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛效应。

3.7.

防孤岛效应anti-islanding

禁止非计划性孤岛效应的发生。

注：

非计划性孤岛效应发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：

①可能危及电网线路维护人员和用户的生命安全；②干扰电网的正常合闸；③电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。

3.8.

功率因数powerfactor

由发电站输出总有功功率与总无功功率计算而得的功率因数。

功率因数（PF）计算公式为：

式中：

Pout——电站输出总有功功率；

Qout——电站输出总无功功率。

3.9.

供电机构electricutility

一般来说，指负责电力供应和低压配电系统安装、运行和维护的机构。

3.10.

电网调度机构powersystemoperator

负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。

4.一般原则

根据光伏电站接入电网的电压等级，可分为小型、中型和大型光伏电站。

小型光伏电站－接入电压等级为0.4kV的低压配电网。

中型光伏电站－接入电压等级为10-35kV的配电网。

大型光伏电站－接入电压等级为66kV及以上的配电网或输电网。

根据是否允许通过公共连接点向公用电网送电，可分为可逆和不可逆的接入方式。

5.电能质量

5.1.一般性要求

并网光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控，在谐波、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变以及功率因数方面应满足国家相关标准。

光伏电站应该在并网点装设满足IEC61000-4-30《电磁兼容第4-30部分实验和测量技术-电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。

对于中型或大型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到供电机构，保证电网部门对电能质量的监控。

5.2.谐波和波形畸变

光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定，如表1所示：

表1公用电网谐波电压限值

电网标称电压

（kV）

电压总畸变率

（％）

各次谐波电压含有率（％）

奇次

偶次

0.38

5.0

4.0

2.0

6

4

3.2

1.6

10

35

3

2.1

1.2

66

110

2

1.6

0.8

光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》的规定，应不超过表2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。

表2注入公共连接点的谐波电流允许值

标称电压（kV）

基准短路容量（MVA）

谐波次数及谐波电流允许值（A）

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

0.38

10

78

62

39

62

26

44

19

21

16

28

13

24

6

100

43

34

21

34

14

21

11

11

8.5

16

7.1

13

10

100

26

20

13

20

8.5

15

6.4

6.8

5.1

9.3

4.3

7.9

35

250

15

12

7.7

12

5.1

8.8

3.8

4.1

3.1

5.6

2.6

4.7

66

300

16

13

8.1

13

5.1

9.3

4.1

4.3

3.3

5.9

2.7

5

110

750

12

9.6

6

9.6

4

6.8

3

3.2

2.4

4.3

2

3.7

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

0.38

10

11

12

9.7

18

8.6

16

7.8

8.9

7.1

14

6.5

12

6

100

6.1

6.8

5.3

10

4.7

9

4.3

4.9

3.9

7.4

3.6

6.8

10

100

3.7

4.1

3.2

6

2.8

5.4

2.6

2.9

2.3

4.5

2.1

4.1

35

250

2.2

2.5

1.9

3.6

1.7

3.2

1.5

1.8

1.4

2.7

1.3

2.5

66

300

2.3

2.6

2

3.8

1.8

3.4

1.6

1.9

1.5

2.8

1.4

2.6

110

750

1.7

1.9

1.5

2.8

1.3

2.5

1.2

1.4

1.1

2.1

1

1.9

5.3.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及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。

20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%。

5.4.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。

5.5.电压不平衡度

光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中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％。

5.6.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额定值的0.5%，对于不经变压器直接接入电网的光伏电站，因逆变器效率等特殊因素可放宽至1%。

6.功率控制和电压调节

6.1.有功功率控制

大型和中型光伏电站应具有根据电网调度机构指令降低光伏电站有功功率、控制光伏电站停机的能力，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统稳定性。

大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。

输出功率变化率的限值应根据光伏电站所接入的电力系统的电网状况、光伏电站运行特性及其技术性能指标等确定，并可根据电网调度机构的指令进行设定。

光伏电站每分钟最大功率变化量不宜超过安装容量的10％，但可以接受因太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降速度超过最大变化率的情况。

6.2.电压/无功调节

大型和中型光伏电站参与电网电压调节的方式包括调节光伏电站的无功功率和调整光伏发电站中心变压器的变比。

大型和中型光伏电站的功率因数应当能够在0.98（超前）～0.98（滞后）范围内连续可调，并可根据电网调度机构的指令进行设定。

小型光伏电站不应主动调节并网点的电压水平，不能引起其它节点电压超出允许范围，当输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后）。

6.3.启动

大型和中型光伏电站启动时需要考虑并网光伏电站的当前状态，来自电网调度机构的指令和本地测量的信号。

光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

6.4.停机

除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

7.电压与频率响应特性

7.1.电压响应特性

光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。

当并网点电压在图1中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站必须保