光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計規(guī)范

1、光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計規(guī)范（GB/T 50866-2013）1總則1.0.1為規(guī)范光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計，保障光伏發(fā)電站和電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，制定本規(guī)范。1.0.2本規(guī)范適用于通過35kV (2OkV）及以上電壓等級并網以及通過lOkV(6kV）電壓等級與公共電網連接的新建、改建和擴建光伏發(fā)電站接人電力系統(tǒng)設計。1.0.3光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計應從全局出發(fā)，統(tǒng)籌兼顧，按照建設規(guī)模、工程特點、發(fā)展規(guī)劃和電力系統(tǒng)條件合理確定設計方案。1.0.4光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計除應符合本規(guī)范外，尚應符合國家現行有關標準的規(guī)定。2術語2.0.1并網點point of interconnection(

2、POI)對于有升壓站的光伏發(fā)電站，指升壓站高壓側母線或節(jié)點。對于無升壓站的光伏發(fā)電站，指光伏發(fā)電站的輸出匯總點。2.0.2低電壓穿越low voltage ride through(LVRT)當電力系統(tǒng)事故或擾動引起光伏發(fā)電站并網點的電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網連續(xù)運行的能力。2.0.3孤島islanding包含負荷和電源的部分電網，從主網脫離后繼續(xù)孤立運行的狀態(tài)。孤島可分為非計劃性孤島和計劃性孤島。2.0.4非計劃性孤島unintentional islanding非計劃、不受控地發(fā)生孤島。2.0.5計劃性孤島intentional islandin

3、g按預先配置的控制策略，有計劃地發(fā)生孤島。2.0.6防孤島anti-islanding防止非計劃性孤島現象的發(fā)生。2.0.7 T接方式T integration從現有電網中的某一條線路中間分接出一條線路接人其他用戶的接人方式。3基本規(guī)定3.0.1光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計，在進行電力電量平衡、潮流計算和電氣參數選擇時，應充分分析組件類型、跟蹤方式和輻照度光伏發(fā)電站出力特性的影響。3.0.2在進行接人系統(tǒng)設計時，可根據需要同時開展光伏發(fā)電站接入系統(tǒng)穩(wěn)定性、無功電壓和電能質量等專題研究。3.0.3光伏發(fā)電站采用T接方式，在進行潮流計算、電能質量分析和繼電保護設計時，應充分分析T接方式接人與專線接人的不

4、同特點對電力系統(tǒng)的影響。3.0.4光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計應采用效率高、能耗低、可靠性高、性能先進的電氣產品。4接人系統(tǒng)條件4.1電力系統(tǒng)現況4.1.1接人系統(tǒng)條件分析，應包括電力系統(tǒng)現況和發(fā)展規(guī)劃分析，并應對光伏發(fā)電站進行概況分析。4.1.2接人系統(tǒng)設計應進行電力系統(tǒng)現況分析，分析內容應包括電源、負荷、電網現況。電源現況應包括裝機規(guī)模及電源結構、發(fā)電量、年利用小時數、調峰調頻特性等。4.1.4負荷現況應包括最大負荷、全社會用電量、負荷特性等。4.1.5電網現況應包括電網接線方式、與周邊電網的送受電情況、光伏發(fā)電站站址周邊的變電站規(guī)模、相關電壓等級出線間隔預留，以及擴建條件、線路型號及長度、線路

5、走廊條件等。4.2電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃4.2.1接入系統(tǒng)設計，應根據國民經濟及社會發(fā)展規(guī)劃，以及歷史用電負荷增長情況，對相關電網的負荷水平及負荷特性進行預測。4.2.2接人系統(tǒng)設計，應概述相關電網的電源發(fā)展規(guī)劃，電源發(fā)展規(guī)劃應包括電力資源的分布與特點、新增電源建設進度、機組退役計劃及電源結構等。4.2.3接人系統(tǒng)設計，應概述相關電網的電網發(fā)展規(guī)劃，電網發(fā)展規(guī)劃應包括設計水平年和展望年的變電站布局及規(guī)模、電網接線方式、電力流向等。4.3光伏發(fā)電站概述4.3.1光伏發(fā)電站概述應包括項目所在地理位置、環(huán)境條件、太陽能資源概況、規(guī)劃規(guī)模、本期建設規(guī)模、前期工作進展情況、裝機方案、設計年發(fā)電量、出力特性、建

6、設及投產時間等內容。4.3.2對于擴建光伏發(fā)電站，除應遵守本規(guī)范第4.3.1條的要求外，還應說明現有光伏發(fā)電站概況、擴建條件等。5一次部分設計5.1一般規(guī)定5.1.1一次部分設計應包括電力電量平衡、建設的必要性及光伏發(fā)站在系統(tǒng)中的地位和作用、電壓等級與接入電網方案、潮流計算安全穩(wěn)定分析、短路電流計算、無功補償、電能質量、方案技術經濟分析和電氣參數要求等內容。5.1.2一次部分技術指標應滿足現行國家標準光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/T 19964的有關規(guī)定。5.2電力電量平衡5.2.1在電力平衡計算時，應根據負荷特性和光伏發(fā)電站出力特性，列出各水平年最大負荷且光伏發(fā)電站零出力及最大出力方式

7、下電網的電力平衡表。各水平年的電力平衡宜按季或月進行分析。5.2.2在電量平衡計算時，應列出相關電網各水平年的電量平衡表。5.2.3電力電量平衡計算，應分析系統(tǒng)的調峰、調頻能力，并應確定電網能夠接納光伏發(fā)電站的電力。5.3建設的必要性及其在系統(tǒng)中的地位和作用5.3.1光伏發(fā)電站建設的必要性應從滿足電力需求、改善電源布局和能源消費結構、促進資源優(yōu)化配置和節(jié)能減排等方面進行論述。5.3.2根據電力電量平衡的結果，應分析光伏發(fā)電站的電力電量消納范圍和送電方向，并應說明光伏發(fā)電站在系統(tǒng)中的地位和作用。5.3.3對光伏發(fā)電站的規(guī)劃容量、本期建設規(guī)模、裝機方案、建設及投產時間，應從電力系統(tǒng)角度提出分析意見

8、及合理化建議。5.4電壓等級與接入電網方案5.4.1在進行接人電網方案設計時，應簡要說明光伏發(fā)電站本期工程投產前相關電壓等級電網的接線方式和接人條件。5.4.2光伏發(fā)電站電壓等級應根據建設規(guī)模、在電力系統(tǒng)中的地位和作用、接入條件等因素確定，并應在對提出的接人系統(tǒng)方案進行必要的電氣計算和技術經濟比較后，提出推薦方案。推薦方案應包括接人電壓等級、出線方向、出線回路數、導線截面等。5.5潮流計算5.5.1潮流計算應包括設計水平年有代表性的正常最大、最小負荷運行方式，檢修運行方式以及事故運行方式，還應計算光伏發(fā)電站最大出力主要出現時段的運行方式。5.5.2潮流計算應分析典型方式下光伏出力變化引起的線路

9、功率和節(jié)點電壓波動，并應避免出現線路功率或節(jié)點電壓越限。5.5.3潮流計算應對過渡年和遠景年有代表性的運行方式進行計算。5.5.4通過潮流計算，應檢驗光伏發(fā)電站接人電網方案，選擇導線截面和電氣設備的主要參數，選擇調壓裝置、無功補償設備及其配置。5.6定計算分析5.6.1對于通過35kV及以上電壓等級接人電網的光伏發(fā)電站，應通過穩(wěn)定性分析，驗算光伏發(fā)電站接入是否滿足電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的要求，分析是否需要采取提高穩(wěn)定性的措施。5.6.2穩(wěn)定性分析應進行暫態(tài)穩(wěn)定計算，必要時應進行靜態(tài)和動態(tài)穩(wěn)定計算。5.6.3穩(wěn)定計算采用的正常運行方式，應為電網正常但光伏發(fā)電站出力最大的運行方式。5.6.4暫態(tài)穩(wěn)定計算

10、采用的故障型式，應符合現行行業(yè)標準電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則DL 755的有關規(guī)定，暫態(tài)穩(wěn)定計算還應計算光伏發(fā)電站出力突變下的系統(tǒng)穩(wěn)定性。5.6.5穩(wěn)定計算中光伏發(fā)電站的模型應能充分反映其暫態(tài)響應特性。5.6.6光伏發(fā)電站接人存在穩(wěn)定性問題時，應開展安全自動裝置專題研究，并應提出解決穩(wěn)定性問題的方案。5.7短路電流計算5.7.1短路電流計算應包括光伏發(fā)電站并網點、附近節(jié)點本期及遠景規(guī)劃年最大運行方式的三相和單相短路電流。5.7.2電氣設備選型應滿足短路電流計算的要求。5.8無功補償5.8.1光伏發(fā)電站的無功功率和電壓調節(jié)能力應滿足現行國家標準光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/T 19964的有關規(guī)

11、定。應通過技術經濟比較，選擇合理的無功補償措施，包括無功補償裝置的容量、類型、控制方式和安裝位置。5.8.2光伏發(fā)電站無功補償容量的計算，應充分分析逆變器無功調節(jié)能力，以及匯集線路、變壓器和送出線路的無功損耗和充電功率等因素。5.8.3光伏發(fā)電站應配置無功功率控制系統(tǒng)或電壓自動控制系統(tǒng)，并應充分利用光伏逆變器的無功調節(jié)能力。當逆變器的無功容量不能滿足系統(tǒng)無功或電壓調節(jié)需要時，應在光伏發(fā)電站集中加裝適當容量的無功補償裝置，必要時加裝動態(tài)無功補償裝置。5.9電能質量5.9.1光伏發(fā)電站向電網送出電能的質量，在諧波、電壓偏差、三相電壓不平衡、電壓波動和閃變等方面應滿足現行國家標準電能質量公用電網諧波

12、GB/T 14549,電能質量公用電網間諧波GB/T 24337,電能質量供電電壓偏差GB/T 12325,電能質量三相電壓不平衡GB/T 15543,電能質量電壓波動和閃變GB/T 12326的有關規(guī)定。5.9.2光伏發(fā)電站應在并網點裝設電能質量實時在線監(jiān)測裝置，所裝設的電能質量監(jiān)測裝置應滿足現行國家標準電能質量監(jiān)測設備通用要求GB/T 19862的有關規(guī)定。5.10方案技術經濟分析5.10.1方案技術經濟分析應列出接人系統(tǒng)各方案投資估算表。投資估算表中應主要包括送出線路投資、對側系統(tǒng)變電站投資、調度端接人投資等。當接人系統(tǒng)各方案升壓站投資差異較大時，可將差異部分一并列人，并應進行投資比較分

13、析。5.10.2方案技術經濟分析應列出各接人系統(tǒng)方案技術經濟綜合比較表，主要包括消納方向、方案近遠期適應性、方案潮流分布等對系統(tǒng)運行的影響，以及投資估算等。5.10.3方案技術經濟分析應對接人系統(tǒng)各方案進行綜合技術經濟分析比較，并應提出推薦方案。5.11電氣參數要求5.11.1光伏發(fā)電站升壓站或輸出匯總點的電氣主接線方式，應根據光伏發(fā)電站規(guī)劃容量、分期建設情況、供電范圍、近區(qū)負荷情況、接人電壓等級和出線回路數等條件，通過技術經濟分析比較后確定。5.11.2用于光伏發(fā)電站的電氣設備參數應符合下列要求：1主變壓器的參數應包括臺數、額定電壓、容量、阻抗、調壓方式（有載或無勵磁）、調壓范圍、連接組別、

14、分接頭以及中性點接地方式，并應符合現行國家標準電力變壓器選用導則GB/T 17468,油浸式電力變壓器技術參數和要求GB/T 6451,電力變壓器能效限定值及能效等級GB 24790的有關規(guī)定。2無功補償裝置性能以及逆變器的電能質量、無功調節(jié)能力、低電壓穿越能力等，應滿足現行國家標準光伏發(fā)電站接人電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/T 19964的有關規(guī)定。6二次部分設計6.1一般要求6.1.1二次部分設計應包括系統(tǒng)繼電保護、自動控制裝置、電力系統(tǒng)自動化、電能量計量裝置及電能量遠方終端、通信系統(tǒng)設計。6.1.2二次部分技術指標應滿足現行國家標準光伏發(fā)電站接人電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/T 19964的有關規(guī)定。6

15、.2系統(tǒng)繼電保護6.2.1光伏發(fā)電站應按現行國家標準繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程GB/T 14285的有關要求配置專用的繼電保護裝置。6.2.2光伏發(fā)電站專用送出線路應按雙側電源線路配置保護。6.2.3當光伏發(fā)電站送出線路為T接方式時，光伏發(fā)電站升壓站側應配置線路保護裝置。6.2.4光伏發(fā)電站送出線路相鄰線路現有保護應進行校驗，當不滿足要求時，應重新配置保護。6.3自動控制裝置6.3.1光伏發(fā)電站送出線路宜配置重合閘，故障切除后電網側應實現檢無壓重合，光伏發(fā)電站側應實現檢同期重合。6.3.2光伏發(fā)電站應配置獨立的防孤島保護，防孤島保護應與線路保護、重合閘、低電壓穿越能力相配合。6.3.3有計

16、劃性孤島要求的光伏發(fā)電站，應配置頻率、電壓控制裝置，當孤島內出現頻率或電壓異常時，可調節(jié)光伏發(fā)電站有功、無功出力。6.4電力系統(tǒng)自動化6.4.1光伏發(fā)電站的調度關系，應根據光伏發(fā)電站所處地區(qū)、安裝容量和接人電壓等級等條件確定。6.4.2光伏發(fā)電站應能參與自動電壓控制（AVC)，總容量在l0MW及以上光伏發(fā)電站應能參與自動發(fā)電控制（AGO).6.4.3光伏發(fā)電站的遠動設備和調度數據網設備配置方案，應根據調度自動化系統(tǒng)的要求、光伏發(fā)電站接入電壓等級及接人方式確定。6.4.4遠動信息采集范圍，應根據調度自動化系統(tǒng)的要求、光伏發(fā)電站接人電壓等級及接線方式確定。遠動信息宜包括并網狀態(tài)、資源及環(huán)境數據（輻

17、照度、環(huán)境溫度等）、光伏發(fā)電站運行信息（有功、無功、電流等）、逆變器狀態(tài)信息、無功補償裝置信息、并網點的頻率電壓信息、升壓站潮流信息、繼電保護及自動裝置動作信息、功率預測曲線。6.4.5遠動系統(tǒng)與調度端通信，應根據調度自動化系統(tǒng)的要求和通信傳輸網絡條件，明確通信規(guī)約、通信速率或帶寬，并應符合現行行業(yè)標準電力系統(tǒng)調度自動化設計技術規(guī)程DL/T 5003的有關規(guī)定。6.4.6通過220kV及以上電壓等級接人的光伏發(fā)電站應配置同步相量測量裝置。6.4.7根據電力系統(tǒng)二次安全防護的總體要求，應進行二次系統(tǒng)安全防護設備配置。6.5電能量計量裝置及電能f遠方終端6.5.1光伏發(fā)電站應配置電能量計量系統(tǒng)，并

18、應根據數據網和通道條件，確定電能量計量信息傳輸方案，電能量計量系統(tǒng)應包括計量關口表和電能量遠方終端設備。6.5.2光伏發(fā)電站電能量計量裝置應符合現行行業(yè)標準電能量計量系統(tǒng)設計技術規(guī)程DL/T 5202的有關規(guī)定。6.5.3電能計量裝置選型與配置應符合下列要求：1電能計量裝置應具備雙向有功和四象限無功計量功能。2光伏發(fā)電站的上網電量關口點應配置相同的兩塊表計，并應按主副方式運行。3關口表的技術性能應符合現行行業(yè)標準多功能電能表DL/T 614和多功能電能表通信協(xié)議DL/T 645的有關規(guī)定。6.5.4電能表與互感器準確度等級應符合下列要求：1關口計量點的電能表準確度等級應為有功0.2S級、無功2.0級。2電壓互感器準確度等級應為0.2級，電流互感器準確度等級應為0.2S級。3應符合現行行業(yè)標準電能計量裝置技術管理規(guī)程DL/T 448-2000第5.3節(jié)準確度等級的要求。6.5.5光伏發(fā)電站應配置電能量采集遠方終端，遠方終端應符合現行行業(yè)標準電能量計量系統(tǒng)設計技術規(guī)程DL/T 5202-2004第7.2節(jié)電能量遠方終端的有關規(guī)定。6.6通信系統(tǒng)6.6.1系統(tǒng)通信應滿足光伏發(fā)電站調度自動化系統(tǒng)、繼電保護、自動控制裝置信號和調度及生產交換語音系統(tǒng)對傳輸通道的要求。6.6.2光伏發(fā)電站接人的通信系統(tǒng)建設方案，應根據光