国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)

国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）二○○九年七月1范围本规定内所有光伏电站均指并网光伏电站，本规定不适用于离网光伏电站。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规范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/T12326-2008电能质量电压波动和闪变GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波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GB/T178830.2S和0.5S级静止式交流有功电度表DL/T448能计量装置技术管理规定DL/T614多功能电能表DL/T645多功能电能表通信协议DL/T5202电能量计量系统设计技术规程SJ/T11127光伏（PV）发电系统过电压保护——导则IEC61000-4-30电磁兼容第4-30部分试验和测量技术——电能质量IEC60364-7-712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峰瓦wattspeak指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。注：标准测试条件为：25±2℃，用标准太阳电池测量的光源辐照度为1000W/m2并具有AM1.5标准的太阳光谱辐照度分布。3.3并网光伏电站grid-connectedPVpowerstation接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。3.4逆变器inverter光伏电站内将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。3.5公共连接点pointofcommoncoupling(PCC)电力系统中一个以上用户的连接处。3.6并网点pointofinterconnection(POC)对于通过升压变压器接入公共电网的光伏电站，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公共电网的光伏电站，指光伏电站的输出汇总点，并网点也称为接入点（pointofintegration）。3.7孤岛现象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。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。非计划性孤岛现象unintentionalislanding非计划、不受控地发生孤岛现象。计划性孤岛现象intentionalislanding按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。3.8防孤岛anti-islanding禁止非计划性孤岛现象的发生。注：非计划性孤岛现象发生时，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。3.9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。功率因数（PE）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。4一般原则综合考虑不同电压等级电网的输配电容量、电能质量等技术要求，根据光伏电站接入电网的电压等级，可分为小型、中型或大型光伏电站。小型光伏电站——接入电压等级为0.4kV低压电网的光伏电站。中型光伏电站——接入电压等级为10～35kV电网的光伏电站。大型光伏电站——接入电压等级为66kV及以上电网的光伏电站。小型光伏电站的装机容量一般不超过200千峰瓦。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，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等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部分试验和测量技术——电能质量》标准要求的A类电能质量在线检测装置。对于大型或中型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。对于小型光伏电站，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网企业调用。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/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，如表1所示：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/T14549-1993《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。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及以上三相公共连接点电压偏差为标称电压的±7%。注：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。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。光伏电站单独引起公共连接点处的电压变动限值与变动频度、电压等级有关，见表3：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P1t应满足表4所列的限值。光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应根据光伏电站安装容量占供电容量的比例、以及系统电压，按照GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定分别按三级作不同的处理。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有功功率调节能力，并能根据电网调度部分指令控制其有功功率输出。为了实现对光伏电站有功功率的控制，光伏电站需要安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号，根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值，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，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、调节无功补偿设备投入量以及调整光伏电站升压变压器的变比等。在进行接入系统方案设计时，应重点研究其无功补偿类型、容量以及控制策略等。大型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98（超前）~0.98（滞后）范围内连续可调，有特殊要求时，可以与电网企业协商确定。在其无功输出范围内，大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构远程设定。小型光伏电站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），输出有功功率在20%~50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。对于具体的工程项目，必要时应根据实际电网进行论证计算，确定光伏电站合理的功率因数控制范围。6.3启动大型和中型光伏电站启动时需要考虑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电网异常时的响应特性7.1电压异常时的响应特性为了使当地交流负载正常工作，小型光伏电站输出电压应与电网相匹配。正常运行时，小型光伏电站在并网点处的电压允许偏差应符合GB/T12325-2008《电能质量供电电压允许偏差》的规定。对于小型光伏电站，当并网点处电压超出表5规定的电压范围时，应停止向电网线路送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。大型和中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，光伏电站必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压了轮廓线以下时，允许光伏电站停止向电网线路送电。图1中，UL0为正常运行的最低电压限值，一般取0.9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数值的确定需考虑保护和重合闸动作时间等实际情况。推荐UL1设定为0.2倍额定电压，T1设定为1秒、T2设定为3秒。7.2频率异常时的响应特性光伏电站并网时应与电网同步运行。对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5~50.2HZ范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。如果在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。大型和中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：8安全与保护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。光伏电站必须在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。8.1过流与短路保护光伏电站需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1分钟；在120%~150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10秒。当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。8.2防孤岛光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。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