分布式光伏发电项目接入系统的注意事项资料.docx

1、分布式光伏发电项目接入系统的注意事项资料分布式光伏发电项目接入系统的注意事项光伏并网发电系统就是太阳能光伏发电系统与常规电网相连，共同承担供电任务。当有阳光时，逆变器将光伏系统所发的直流电逆变成正弦交流电，产生的交流电可以直接供给交流负载，然后将剩余的电能输入电网，或者直接将产生的全部电能并入电网。在没有太阳时，负载用电全部由电网供给。下文将介绍光伏接入系统的一些注意事项。一、接入系统方案的内容1.接入系统方案的内容就包括：分布式光伏发电项目建设规模（本期、终期）、开工时间、投产时间、系统一次和二次方案及设备选型、产权分界点设置、计量关口点设置、关口电能计量方案等。2.系统一次包括：并网点和并

2、网电压等级（对于多个并网点项目，若其中有并网点为10千伏，则视项目为10千伏接入）、接入容量和接入方式、电气主接线图、防雷接地、无功配置、互联接口设备的选型等；系统二次包括：保护、自动化配置要求以及监控、通信系统要求。3.分布式光伏发电与电力用户在同一场所，发电量自发自用、余电上网，接入用户侧。分布式光伏发电与电力用户不在同一场所情况，接入公共电网。4.接入公共电网的接入工程产权分界点为光伏发电项目与电网明显断开点处开关设备的电网侧。关口计量点设置在产权分界点处。关口电能计量方案按照有关规定执行。5.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：通过0.4kV电

3、压等级接入电网的光伏电站。中型光伏电站：通过10-35kV电压等级接入电网的光伏电站。大型光伏电站：通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站。6.接入方式 光伏电站接入公用电网的连接方式分为专线接入公用电网、T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网的三种方式。7.接入容量7.1小型光4大电站总容量原则上不宣超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的25%。7.2T接于公用电网的中型光伏电站总容量宣控制在所接入的公用电网线路最大输送容量的30%内。二、接入系统技术要求1.接入方式 光伏电站接入公用电网的连接方式分为专线接入公用电网、T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网的三种方式。

4、2. 并网方式 根据光伏系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流的并网方式 。3.接入容量（1）小型光4大电站总容量原则上不宣超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的25%。（2）T接于公用电网的中型光伏电站总容量宣控制在所接入的公用电网线路最大输送容量的30%内。4. 接入电压等级1）对于单个并网点，接入的电压等级应按照安全性、灵活性、 经济性的原则，根据分布式光伏发电容量、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、地区配电网情况综合比选后确定。2）接入11035kV配电网的电源， 宜采用专线方式并网；接入10kV配电网的电源可采用专线接入变电站低压侧或开关站的出线侧，

5、在满足电网安全运行及电能质量要求时， 也可采用T接方式并网。3）在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核， 如有必要也可进行动稳定校核。4）在满足供电安全及系统调峰的条件下， 接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量； 接入本级配电网的电源总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。5）电源接入后配电线路的短路电流不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则应重新选择电源接入点。6）分布式电源并网点的系统短路电流与电源额定电流之比不宜低于10。7）分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断

6、点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。5.接入点选择原则（1）10kV 对应接入点 a.统购统销1）公共电网变电站 10kV 母线 ；2）公共电网开关站、配电室或箱变 10kV 母线；3）T 接公共电网 10kV 线路。 b.自发自用（含自发自用，余量上网）用户开关站、配电室或箱变 10kV母线。（2）380V 对应接入点 a.统购统销1）公共电网配电箱/线路;2）公共电网配电室或箱变低压母线; b.自发自用（含自发自用，余量上网）1）用户配电箱/线路 ;2）用户配电室或箱变低压母线 。三、 并网服务程序1. 地市或县级电网企业客户 服务中心为分布式光伏发电项目业主提供并网申请受理服务，协

7、助项目 业主填写并网申请表，接受相关支持性文件。2. 电网企业为分布式光伏发电项目 业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后 20 个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案告知项目 业主，项目 业主确认后实施。3. 10千伏接入项目，客户服务中心在项目 业主确认接入系统方案后 5 个工作日内，向项目业主提供接入电网意见函，项目业主根据接入电网意见函开展项目 核准和工程建设等后续工作。380 伏接入项目， 双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。4. 分布式光伏发电项目 主体工程和接入系统工程竣工后，客户 服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请， 接受相关材料。5. 电网企

8、业在受理并网验收及并网调试申请后， 10 个工作日内完成关口电能计量装置安装服务， 并与项目 业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。6. 电网企业在关口 电能计量装置安装完成后，10 个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业向项目 业主提出解决方案。7. 电网企业在并网申请受理， 接入系统方案制订，合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中、不收取任何费用。8.并网信息管理，发展部负责分布式光伏发电并网信息 归口管理。

9、 9.并网咨询服务，营销部（客户服务中心）负责分布式光伏发电并网咨询服务归口管理，提供并网咨询服务包括 95598 服务热线、网上营业厅、地市和县公司营销部（客户服务中心）。四。光伏发电站电能质量1. 电能质量指标 基于下列指标评价光伏发电站对电能质量的影响 :谐波和 波形畸变，直流分量，频率，电压偏差，电压不平衡度，电压波动和闪变。2.谐波和波形畸变 光伏发电站并网运行时，向公共连接点注人的谐波电流注人应满GB/T14549的要求。各次谐波应限制在下表所列的百分比之内。此范围内的偶次谐波应小于低 的奇次谐波限值的25% 。3.直流分量 光伏发电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其

10、交流额定值的 1%. 4、频 率 光伏发电站并网时应与电网同步运行。电网额定频率为50Hz，光伏发电站并网后的频率允许偏差应符合G B/T 15945的规定，即偏差值允许土0.5 Hz。5.电压偏差 光伏发电站接人电力系统后 ，应使公共连接点的电压偏差应符合GB/T 工2325所规定的限值。6. 电压不平衡度 光伏发电站并网运行(仅对三相输出) 时,并网点三相电压不平衡度不应超过 GB/T 15543规定的数值,允许值为2%,短时不得超过 4%。7. 电压波动和 闪变 光伏发电站在公共连接点引起的电压波动和闪变应满足 GB12326的要求。 8.光伏发电站有功功率 （1）有功功率控制在下列特定

11、情况下，光伏发电站需要根据电力系统调度中心的指令控制其输出的有功功率。a) 光伏发电站能够接收电力系统调度中心发出的有功功率控制信号，并进行相应的有功功率控制 。 b) 电网故障时，要求降低光伏发电站有功功率，确保电力系统稳定运行。c) 当电力系统调频能力不足时，需要限制光伏发电站的功率变化率(MW/min) , d) 当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，则需要降低光伏发电站输出的有功功率。 （2）最大功率变化率 一定规模的光伏发电站应当具有调整输出功率的最大功率变化率的能力。最大功率变化率应根据光伏发电站所接人的电力系统的电网状况、光伏发电站运行特性及其技术性能指标等确定 。 （3）

12、 启动 启动光伏子系统时需要考虑光伏子系统的当前状态、来自电力系统调度中心的指令和本地测量的信号 。光伏子系统启动时应确保光伏发电站输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率，当光伏发电站因系统要求而停运。而后在光辐照度保持较高水平状态下重新启动并网时，尤其需要考虑该限制因素 （4）停机 除发生电气故障或接收到来 自于电力系统调度中心 的指令以外 ，光伏发电站同时切 除的功率应在电网允许的范围内 。9.光伏发电站无功功率 （1） 无功容量 一定规模的光伏发电站应具有无功功率调节的能力。其调节范围应根据光伏发电站运行特性，电网结构和电网调度中心的要求决定 。光伏发电站运行过程中 ，所能吸收/

13、发出的无功功率应使其功率因数可以在一定 范围内调节，可以为超前(光伏发电站吸收无功)或滞后 (光伏发电站发出无功) 状态。（2）无功 电源光伏发电站的无功补偿装置，可以是分组投切的电容器或电抗器，也可以使用能连续调节的快速无功补偿装置。10. 光伏发电站运行电压（1）电压范围 光伏发电站的公 共连接点电压在额定 电压的 90% - 110% 范围 内，光伏发电站应能正常运行。（2）电压偏差 光伏发电站并网运行引起的公共连接点的电压偏差，应符合GB/T12325电能质量供电电压允许偏差相关规定。11. 光伏发电站电压调节（1）调节方式 一定规模的光伏发电站参与电网电压调节的方式包括调节光伏发电站

14、的无功功率和调整光伏发电站中心变电站主变压器的变比 （2）无功调节 一定规模的光伏发电站无功功率应当能够在其允许的容量范围内进行 自动调节，使光伏发电站的功率因数或变电站高压侧母线 电压保持在一定 范围内或为某一给定值。（3）分接头切换 光伏发电站变电所的主变压器应当采用有载调压变压器，有载分接头切换应当由电力调度中心进行调整。12.接入用户侧的分布式光伏发电项目，可采用无线公网通信方式，但应采取信息安全防护措施；送出线路的继电保护不要求双重配置，可不配置光纤纵差保护。13.分布式光伏发电项目调度管理按以下原则执行：10千伏接入的分布式光伏发电项目，纳入地市或县公司调控中心调度运行管理，上传信息包括并网设备状态、并网点电压、电流、有功功率、无功功率和发电量，调控中心应实时监视运行情况。380伏接入的分布式光伏发电项目，暂只需上传发电量信息。14.分布式光伏发电项目应在逆变器功率输出汇集点设置易操作、可闭锁、且具有明显断开点、带接地功能的开断设备。15.接入用户侧光伏发电项目，不要求具备低电压穿越能力。16.分布式光伏发电所采用的光伏逆变器应通过国家认可资质机构的检测或认证。