光伏系统并网技术要求监控太阳能发电系统.docx

1、光伏系统并网技术要求监控太阳能发电系统光伏电站接入电网技术规定（征求意见稿）xxxx-xx-xx发布xxxx-xx-xx实施国家电网公司 发布目 次光伏电站接入电网技术规定1. 范围2. 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。3. 规定性引用文件4. 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

2、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/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语GB/T 12325-2008 电能质量 供电电压偏差 GB/T 14549-93 电能质量 公用电网谐波GB/T 12326-2008 电能质量 电压波动和闪变GB/T 15543-2008 电能质量 三相电压不平衡GB/T 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统 概述和导则GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性GB 2894 安全标志（neq ISO 3864:1984）GB 161

3、79 安全标志使用导则DL/T 544 电力系统通信管理规程DL/T 598 电力系统通信自动交换网技术规范DL/T 448 电能计量装置技术管理规定DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程DL/T 1040-2007 电网运行准则SJ/T11127 光伏（PV）发电系统过电压保护-导则DL 755-2001 电力系统安全稳定导则5. 术语和定义6. 下列术语和定义适用于本规定：6.1. 6.2. 光伏电站 photovoltaic(PV) power station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。6.3. 6.4. 并网光

4、伏电站grid-connected PV power station接入公用电网运行的光伏电站。6.5. 6.6. 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

5、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。6.7. 6.8. 公共连接点 point of common coupling (PCC)电力系统中一个以上用户的连接处。6.9. 6.10. 并网点point of interconnection（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（point of integration）。

6、6.11. 6.12. 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 unintentional islanding非计划、不受控地发生孤岛效应。计划性孤岛效应 intentional islanding按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛效应。6.13. 6.14. 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：可能危及电网线路维护人员和用户的生命安全；干扰电网的正常合闸；电网不能控制

7、孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。6.15. 6.16. 功率因数 power factor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。6.17. 6.18. 供电机构electric utility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。6.19. 6.20. 电网调度机构power system operator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。7. 一般原则8. 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

8、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。9. 电能质量10. 10.1. 一般性要求10.2. 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IEC 61000-4-30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。对于中型或大型光伏电站

9、，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。10.3. 谐波和波形畸变10.4. 光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T 14549-93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0.385.04.02.0643.21.6103532.11.26611021.60.8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/T 14549-93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

10、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）23456789101112130.3810786239622644192116281324610043342134142111118.5167.11310100262013208.5156.46.85.19.34.37.93525015127.7125.18.83.84.13.15.62.64.76630016138.1135.19.34.14.33.35.92.75110750129.669.646.833.22.44.323.71415

11、161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.51261006.16.85.3104.794.34.93.97.43.66.8101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.1352502.22.51.93.61.73.21.51.81.42.71.32.5663002.32.623.81.83.41.61.91.52.81.42.61107501.71.91.52.81.32.51.21.41.12.111.910.5. 电压偏差10.6. 光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T 1232

12、5-2008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%。10.7. 电压波动和闪变10.8. 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/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变的规定。10.9. 电压不平衡度10.10. 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/T 15543-2008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

13、.6。10.11. 直流分量10.12. 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%。11. 功率控制和电压调节12. 12.1. 有功功率控制12.2. 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

14、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。12.3. 电压/无功调节12.4. 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）。12.5. 启动12.6. 大型和中型光伏电站启动时需要考虑

15、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。12.7. 停机12.8. 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。13. 电压与频率响应特性14. 14.1. 电压响应特性14.2. 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，光伏电站必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，光伏电站允许从电网切出。图1中，UL0为正常运行的最低电压限

16、值，一般取0.85倍额定电压。UL1为需要耐受的电压下限，T1为电压跌落到UL1时需要保持并网的时间，T2为电压跌落到UL0时需要保持并网的时间。UL1 、T1、 T2的数值根据光伏电站以及电网的实际情况确定。一般情况下UL1可设定为0.2倍额定电压，T1可设定为0.6秒、T2可设定为3秒。图1 光伏电站的低电压耐受能力要求14.3. 频率响应特性14.4. 光伏电站并网时应与电网同步运行。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4所示电网频率偏离下运行：表4 光伏电站在电网异常频率下的允许运行时间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48

17、Hz-49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟49.5Hz-50.5Hz连续运行50.5Hz-51Hz每次频率高于50.5Hz时，光伏电站至少能运行2分钟；此时不允许处于停止状态的光伏电站并网。高于51Hz在0.2秒内切除，且不允许停运状态的光伏电站并网15. 安全与保护16. 光伏电站或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应继电保护功能，保证电网和光伏设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。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。16.1. 过载与短路保护16.2. 光伏电站需具备一定的过载（过电流）能力，在120倍额定电流以下，光伏电站连续

18、可靠工作时间应不小于1分钟；在120%150%额定电流内，光伏连续可靠工作时间应不小于10秒。16.3. 防孤岛效应16.4. 当光伏电站监测到孤岛时，必须在规定的时限内将该光伏电站与电网断开，防止出现孤岛效应。对于非计划性孤岛，防孤岛效应保护应保证在孤岛发生到并网开关跳开（将光伏电站与电网断开）时间不得大于2秒。光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动和被动防孤岛保护。主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。在并网线路同时接有其它用电

19、负荷情况下，光伏电站防孤岛效应保护动作时间应小于电网侧线路保护重合闸时间。光伏电站在逆变器输出汇总点应设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。注：光伏电站与电网断开不包括用于监测电网状态的主控和监测电路。16.5. 逆功率保护16.6. 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光伏电站额定输出的5时，逆向功率保护应在0.5-2秒内将光伏电站与电网断开。16.7. 恢复并网16.8. 系统发生扰动后，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，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为2

20、0秒到5分钟，取决于当地条件。17. 通用技术条件18. 18.1. 防雷和接地18.2. 光伏电站和并网点设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127光伏（PV）发电系统过电压保护-导则中的规定。不得与市电配电网共用接地装置。光伏电站并网点设备应按照IEC 60364-7-712建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳光伏（PV）发电系统的要求接地/接保护线。18.3. 电磁兼容18.4. 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和论及电磁兼容性电平的有关文件所规定的电平。用于抑

21、制电磁干扰的预防措施，可参考IEC 60204-1和GB/T 3797-1989的附录A。18.5. 耐压要求18.6. 光伏电站的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。18.7. 抗干扰要求18.8. 当并网点的闪变值满足GB 12326-2000电能质量 电压波动和闪变、谐波值满足GB/T 14549-1993电能质量 公用电网谐波、三相电压不平衡度满足GB/T 15543-2008电能质量 三相电压不平衡的规定时，光伏电站应能正常运行。18.9. 安全标识18.10. 对于小型光伏电站，连接光伏电站和电网的专用低压开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号

22、。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照GB 2894及GB 16179执行。19. 电能计量20. （该部分内容提请国网营销部门提出修改和补充意见）光伏电站应装设符合DL/T 448 电能计量装置技术管理规定和DL/T 5202-2004电能量计量系统设计技术规程的独立的电能计量设备。计量设备的技术等级应符合国家电力法规、安全规程和技术规定，具有电力计量部门校验合格的证书或测试报告。与并网运行有关的电能计量装置应按电力部门的规定在投产前装设，光伏电站计量装置原则上设置在并网点，具体安装位置在并网协议中明确。大型和中型光伏电站采集的电量信息应通过通信接入电网调度机构，通信规约符合DL/T645多功能

23、电能表通信协议。21. 通信与信号22. 22.1. 基本要求22.2. 大型和中型光伏电站必须具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。光伏电站通信设计应遵循DL/T544电力系统通信管理规程、DL/T 598电力系统通信自动交换网技术规范。光伏电站与电网调度机构之间通信方式和信息传输由双方协商一致后作出规定、包括互相提供的模拟和开断信号种类提供信号的方式和实时性要求等。22.3. 正常运行信号22.4. 在正常运行情况下，大型和中型光伏电站向电网调度

24、机构提供的信号至少应当包括：1) 光伏电站并网状态、辐照度；2) 3) 光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；4) 5) 并网点的电压和频率、注入电力系统的电流；6) 7) 变压器分接头档位、主断路器开关状态等。8) 22.5. 故障信息22.6. 为了分析光伏电站事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，使电网调度机构能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，在大型光伏电站中应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10秒到故障后60秒 的情况。故障录波装置应该包括必要数量的通道。光伏电站故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后

25、的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。光伏电站并网点交流电压、电流信号需要接入光伏电站的故障录波装置。保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障录波装置的外部触发节点。23. 系统测试24. 24.1. 测试要求24.2. 光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，必须由具备相应资质的单位或部门进行，并在测试前将测试方案报所接入电网管理部门备案。光伏电站应当在并网运行后6个月内向电力系统管理部门提供有关光伏发电站运行特征的测试报告，以表明并网光伏电站满足接入电网的相关规定。当并网光伏电站更换主要设备时，需要重新提交测试报告。24.3. 测试内容24.4. 测试应按照国家或有关行业对光伏电站并网运行制定的相关标准或规定进行，必须包括但不仅限于以下内容： 电能质量，包括电压不平衡度、谐波、直流分量、电压波动和闪变等。 通用技术条件测试，包括接地、电磁兼容、耐压、抗电网扰动等。 有功和无功控制特性。 安全与保护功能。 光伏电站启停时对电网的影响。 注：有关测试内容和测试方法，这里并没有展开叙述，建议针对光伏电站并网运行的测试，单独制定一套标准。