1关于印发《西北区域光伏电站并网管理暂行规定》的通知甘肃电监办、新疆电监办、西北区域各电力企业:当前,光伏发电已经成为西北区域清洁能源开发利用的重要形式。预计2011年底,在青海电网内并网光伏电站容量就将达到96万千瓦。随着光伏电站在电网中所占电源容量的比例不断提高,其对电网安全运行的影响日益显现。为进一步加强西北区域光伏电站并网管理,确保西北电网安全稳定运行,促进光伏发电健康有序发展,西北电监局会同青海省电力公司开展了《西北区域光伏电站并网管理暂行规定》(以下简称《规定》)的编制工作。《规定》在编制过程中,依据国家相关法律、法规、规程和技术标准,结合西北区域光伏电站发展特点和国内光伏发电现有技术水平。《规定》初稿形成后,西北电监局于10月书面征求了西北区域电网企业、发电企业、光伏电站和相关设计咨询机构、光伏发电设备制造企业等单位的意见。随后,11月2日,西北电监局在西安组织以上单位召开了《规定》编制讨论会议,对《规定》进一步修订完善。现将《规定》予以印发,同时提出以下要求,请一并执行。一、在国家关于光伏电站并网管理技术标准、规定出台之前,西北区域光伏电站并网管理执行本《规定》,国家相关标准、规定出台后,执行国家标准、规定。二、光伏电站建设单位应当在光伏电站建设工程项目开工报告批准之日起15个工作日内,将光伏电站建设工程项目的情2况和安全生产管理情况向所在地电力监管机构备案。光伏电站建设工程项目及安全生产管理情况发生变化的,光伏电站建设单位应当及时向电力监管机构报告。三、各相关单位可以依据本《规定》进一步制定实施办法。对《规定》执行中遇到的问题,请及时反馈西北电监局。附件:西北区域光伏电站并网管理暂行规定3附件:西北区域光伏电站并网管理暂行规定第一章总则第一条为进一步加强西北区域光伏电站并网管理,确保西北电网安全稳定运行,促进光伏发电健康有序发展,特制定本规定。第二条西北区域光伏电站的规划、设计、建设、运行、管理等应符合本规定的要求。第三条本规定适用于通过10kV及以上电压等级接入电网的光伏电站。第二章技术要求第四条并网运行光伏电站应满足接入电力系统的技术规定。第五条电能质量(一)总体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参照GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、GB/T24337-2009《电能质量公用电网间谐波》、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/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T15945-2008《电能质量电力系统频率允许偏差》的要求。4(二)谐波1.光伏电站所接入的公共连接点的各次谐波电压(相电压)含有率及单个光伏电站引起的各次谐波电压含有率参照GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的要求,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(%)各次谐波电压含有率(%)奇次偶次1043.21.63532.11.26611021.60.8注:公共连接点定义为电力系统中一个以上用户的连接处。2.光伏电站所接入的公共连接点的谐波注入电流参照GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的要求,如表2所示。表2注入公共连接点的谐波电流最大允许值标称电压(kV)基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流允许值(A)234567891011121310100262013208.5156.46.85.19.34.37.93525015127.7125.18.83.84.13.15.62.64.76630016138.1135.19.34.14.33.35.92.75110750129.669.646.833.22.44.323.7141516171819202122232425101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.1352502.22.51.93.61.73.21.51.81.42.71.32.5663002.32.623.81.83.41.61.91.52.81.42.61107501.71.91.52.81.32.51.21.41.12.111.9注:GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》中规定了110kV及以下电压等级电网的谐波电流要求,220kV及以上电压等级的谐波电流指标参照执行。53.光伏电站所接入的公共连接点各次间谐波电压含有率参照GB/T24337-2009《电能质量公用电网间谐波》的要求,如表3所示:表3间谐波电压含有率限制(%)电压等级频率/HZ<100100~8001kV及以上0.160.4注:频率800HZ以上的间谐波电压限制还处于研究中,频率低于100HZ的上限值参照GB/T24337《电能质量公用电网间谐波》标准的附录A。(三)电压偏差光伏电站接入电网后,公共连接点的电压偏差参照GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的要求,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及以下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。采用A级性能电压监测仪,选择时间长度为两个小时计算供电电压偏差,基本测量时间窗口为10个周波(200ms)。(四)电压波动和闪变1.光伏电站接入电网后,公共连接点的电压波动参照GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的要求,如表4所示。表4电压波动限值r/(次/h)d,%MVHVr≤1431r≤103*2.5*10r≤10021.5100r≤10001.2516注:1.很少的变动频度r(每日少于1次),电压变动限值d还可以放宽;2.对于随机性不规则的电压波动,依95%概率大值衡量,表中标有“*”的值为其限值;3.本标准中系统标称电压UN等级按以下划分:中压(MV)1kVUN≤35kV;高压(HV)35kVUN≤220kV2.光伏电站接入电网后,公共连接点的电压闪变参照GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的要求,如表5所示。表5电压闪变限值Plt≤110kV>110kV10.8(五)电压不平衡度光伏电站引起的电压不平衡度参照GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》的要求,光伏电站接入电网后,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%。(六)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电流额定值的0.5%。(七)电能质量在线监测1.光伏电站并网点应装设满足IEC61000-4-30-2003《电磁兼容第4-30部分:试验和测量技术-电能质量》和GB/T19862-2005《电能质量监测设备通用要求》的A类电能质量在线监测装置。注:光伏电站并网点定义为对于有升压站的光伏电站,指升压站高压侧母线或节点;对于无升压站的光伏电站,指光伏电站的输出汇总点。2.光伏电站电能质量在线监测装置监测数据包含:电压偏差、三相不平衡度、谐波电压、闪变值、谐波电流、间谐波等指标。73.光伏电站电能质量数据应能够远程传送到电网电能质量监测中心,保证电网企业对电能质量的监控,光伏电站电能质量数据应具备一年及以上的储存能力。传输格式应满足接入电网企业的要求。第六条功率控制与电压调节(一)有功功率控制1.光伏电站并网运行后,应按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。(1)光伏电站应配置有功功率控制系统,具备有功功率调节能力。(2)光伏电站能够接收并自动执行电力调度机构发送的有功功率及有功功率变化的控制指令,确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度机构的要求运行。2.光伏电站有功功率变化包括10min有功功率变化和1min有功功率变化。光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求。光伏电站有功功率变化最大限值参照表6,该要求也适用于光伏电站的正常启动和停机。表6光伏电站有功功率变化最大限值电站类型10min有功功率变化最大限值(MW)1min有功功率变化最大限值(MW)10kV-35kV接入电网装机容量装机容量/5110kV及以上接入电网装机容量/3装机容量/10注:太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制;有功功率变化定义为一定时间间隔内,光伏电站有功功率最大值与最小值之差。3.在电力系统事故或紧急情况下,光伏电站应根据电力调度机构的指令快速控制其输出的有功功率,必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站;此时光伏电站有功功率变化可8超出规定的有功功率变化最大限值。事故处理完毕,电力系统恢复正常运行状态后,光伏电站应按照电力调度机构指令依次并网运行。(二)无功控制和电压调节1.光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏电站应充分利用逆变器和无功补偿装置的无功调节能力进行无功功率和电压调节。2.光伏电站无功功率和电压调节要求(1)光伏电站应配置无功电压控制系统,具备自动跟踪无功功率及电压控制能力。根据电力调度机构指令,光伏电站调节其发出(或吸收)的无功功率,控制光伏电站并网点电压在正常运行范围内,其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。(2)对于专线接入公用电网的光伏电站,其配置的容性无功容量(不包括逆变器无功调节能力)至少能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和;其配置的感性无功容量至少能够补偿光伏电站送出线路的一半充电无功功率。(3)对于T接于公用电网和接入用户内部电网的光伏电站应根据项目工程的特点,结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。(4)对于通过汇集系统升压至330kV及以上电压等级接入公用电网的光伏电站或大型光伏发电基地,电网企业和规划设计单位要结合电网实际情况开展无功电压专题研究,光伏电站的规划、设计、建设要按照有关研究成果和电力调度机构对无功装置类型及容量的要求执行。已9建成投运的光伏电站,要按照电力调度机构对无功装置类型及容量的要求进行改造。第七条电网异常响应特性(一)电压异常时的响应特性1.光伏电站应具备一定的低电压耐受能力。其中接入用户内部电网的光伏电站的低电压耐受要求由电力调度部门确定。(1)电力系统发生不同类型故障时,若光伏电站并网点考核电压全部在图1中电压轮廓线及以上的区域内时,光伏电站应保证不间断并网运行;否则光伏电站停止向电网线路送电。光伏电站并网点电压跌至20%标称电压时,光伏电站能够保证不间断并网运行1s;光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到标称电压的90%时,光伏电站能够保证不间断并网运行。00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.1-101234时间(s)电网故障引起电压跌落光伏电站必须保持并网运行光伏电站可以从电网切出并网点电压(pu)1.0图1光伏电站的低电压耐受能力要求注:对于三相短路故障和两相短路故障,考核电压为光伏电站并网点线电压;对于单相接地短路故障,考核电压为光伏电站并网点相电压。(2)对电力系统故障期间没有切除的光伏电站,其有功功率在故障清除后应快速恢复,自故障清除时刻开始,以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。(3)低电压期间,光伏电站应提供动态无功支撑。102.当光伏电站并网点电压大于标称电压的110%时,光伏电站的运行状态由光伏电站的性能确定。(二)频率异常时的响应特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7所示电网频率偏离下运行。表7光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求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48Hz~49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min。49.5Hz~50.2Hz连续运行。50.