光伏发电系统接入配电网技术规定

1光伏发电系统接入配电网技术规定本文件规定了光伏发电系统接入配电网有功功率、无功电压、故障穿越、电网适应性、电能质量、启停、继电保护、功率预测、电能计量、通信与信息、仿真模型和参数以及并网检测的技术要本文件适用于通过10kV及以下电压等级、三相接入的新建、改建和扩建光伏发电系统的接入、调试和运行。配置储能的光伏发电系统可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB2894安全标志及其使用导则GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T13955剩余电流动作保护装置安装和运行GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T17215.321电测量设备（交流）特殊要求第21部分：静止式有功电能表（A级、B级）GB/T19862电能质量监测设备通用要求GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T31464电网运行准则GB/T32826光伏发电系统建模导则GB/T32892光伏发电系统模型及参数测试规程GB/T36572电力监控系统网络安全防护导则GB38755电力系统安全稳定导则GB/T38969电力系统技术导则GB/T40594电力系统网源协调技术导则GB/T40604新能源场站调度运行信息交换技术要求GB/T50065交流电气装置的接地设计规范DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T614多功能电能表DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部分：传输规约-基本远动任务配套标准DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部分：传输规约-采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问DL/T645多功能电能表通信协议DL/T698.45电能信息采集与管理系统第4-5部分：通信协议—面向对象的数据交换协议3术语和定义GB/T32826、GB/T33593和GB/T40604界定的以及下列术语和定义适用于本文件。光伏发电系统photovoltaic(PV)powergenerationsystem利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐照能转换成电能的发电系统。3.2公共连接点pointofcommoncoupling光伏发电系统接入公用电网的连接处。3.3并网点pointofinterconnection对于有升压站的光伏发电系统，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电系统，指光伏发电系统的输出汇总点。3.4一次调频primaryfrequencycontrol当电力系统频率偏离目标频率时，电源通过控制系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差的控制功能。3.5故障穿越faultridethrough当电力系统事故或扰动引起光伏发电系统并网点电压超过正常运行范围时，在规定的变化范围和时间间隔内，光伏发电系统应不脱网连续运行。33.6孤岛islanding包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。注：非计划性孤岛指的是非计划、不受控地发生孤岛。计划性孤岛指的是按预先配置的控制策略，有计划地发3.7防孤岛anti-islanding防止非计划性孤岛现象的发生。4有功功率4.1有功功率控制4.1.1光伏发电系统应具备参与电力系统调频、调峰的能力，并符合GB38755、GB/T31464、GB/T38969和GB/T40594的相关规定。4.1.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应配置有功功率控制系统，并能接收并自动执行电网调度机构发送的有功功率控制指令，控制误差不超过额定功率的±1%，响应时间应不大于10s。4.1.3通过380V电压等级并网的光伏发电系统，可通过配置有功功率控制系统、远程终端、电能表和用电信息采集终端等方式，自动接收并自动执行远方发送的有功功率控制指令，控制误差不超过额定功率的±1%，响应时间应不大于10s。4.2一次调频4.2.1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应具备一次调频能力，一次调频典型曲线见附录C。4.2.2当电力系统频率偏差超出一次调频死区范围时，光伏发电系统应按照公式（1）调整有功功率输出。一次调频死区建议取值范围±（0.02Hz~0.06Hz）。ΔPt=-KfPt（1）式中：ΔPt——光伏发电系统有功功率变化量，单位为兆瓦（MW）；Kf——有功调频系数，取值范围10~50；Δf——电力系统频率偏差，单位为赫兹（Hz）；fN——电力系统额定频率，单位为赫兹（Hz）；Pt——光伏发电额定有功功率，单位为兆瓦（MW）。4.2.3当电力系统频率大于50Hz时，光伏发电系统减少有功功率的限幅宜不小于10%Pt。6故障穿越4.2.4当电力系统频率小于50Hz时，光伏发电系统增加有功功率的限幅宜不小于6%Pt。只有在太阳能辐照度不足的情况下，光伏发电系统有功增量不必满足6%Pt限幅要求。4.2.5一次调频响应滞后时间应不大于1s，响应时间应不大于5s，调节时间应不大于15s。有功功率调节允许偏差应不超过额定功率的±1%。5无功电压5.1无功电源5.1.1光伏发电系统的无功电源包括光伏逆变器及光伏发电系统无功补偿装置。5.1.2通过10(6)kV电压等级并网光伏发电系统内安装的光伏逆变器，其无功输出范围应在图1虚线矩形框内动态可调。通过380V电压等级并网光伏发电系统内安装的光伏逆变器，其无功输出范围应在图1实线矩形框内动态可调。5.2无功电压调节5.2.1光伏发电系统应具备恒功率因数cos、无功/电压Q(U)和功率因数/有功cos(P)三种控制模式（见附录D），默认为单位功率因数控制模式。5.2.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应配置无功功率控制系统，具备并网点功率因数在0.95（超前）~0.95（滞后）范围内连续可调的能力。5.2.3通过380V电压等级并网的光伏发电系统可通过无功功率控制系统、远程终端或逆变器自身控制等方式调节无功输出，具备并网点功率因数在0.9（超前）~0.9（滞后）范围内连续可调的能力。5.2.4光伏发电系统应具备参与并网点电压调节的能力，调节方式包括调整光伏发电系统无功功率和有功功率输出以及配置储能系统。5.2.5当并网点电压超标时，光伏发电系统应能自动调节其无功功率输出，只有并网点电压仍不满足GB/T12325的规定时，才应限制其有功功率。56.1低电压穿越6.1.1电力系统发生不同类型故障时，光伏发电系统的低电压穿越能力应满足图2的要求。注：在电压轮廓线以上区域，光伏逆变器和无功补偿装置应不脱网连续运行；在电压轮廓线以下区域，光伏逆图2光伏发电系统低电压穿越要求6.1.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统在低电压穿越期间应具备动态无功支撑能力，并满足附录E的规定。6.1.3通过380V电压等级并网的光伏发电系统在低电压穿越期间不应降低其有功电流，且在并网点电压恢复至0.5额定电压时，其有功电流应恢复至故障前的值。6.1.4低电压穿越期间没有脱网的光伏发电系统，自故障清除时刻开始，其有功功率应尽快恢复至故障前的值，恢复时间应不大于1s。6.1.5电力系统不同故障类型的考核电压见表1。6.2高电压穿越6.2.1光伏发电系统的高电压穿越能力应满足图3的要求。注：在电压轮廓线以下区域，光伏逆变器和无功补偿装置应不脱网连续运行；在电压轮廓线以上区域，光伏逆图3光伏发电系统高电压穿越要求6.2.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统在高电压穿越期间应具备动态无功支撑能力，并满足附录F的规定。6.3连续低电压穿越6.3.1光伏发电系统应具备至少承受连续两次低电压穿越的能力，并满足图4的要求。图4光伏发电系统连续低电压穿越要求6.3.2两次低电压穿越之间的时间间隔宜考虑光伏发电系统送出线路及其接入电力系统的故障重合闸动作时间，建议取值范围0.2s~2s。两次电压跌落的幅度和时间均应满足6.1.1的规定。7电网适应性7.1电压适应性7.1.1当并网点电压在标称电压的85％～110％之间时，光伏发电系统内的光伏逆变器和无功补偿装置应能正常运行。77.1.2当并网点电压低于标称电压的85%或超过标称电压的110%时，光伏发电系统内的光伏逆变器和无功补偿装置应符合6.2~6.4的规定。7.2频率适应性7.2.1光伏发电系统的频率适应性应满足表1的要求。表1不同电力系统频率范围内的光伏发电系统运行要求f＜46.5Hz46.5Hz≤f＜47Hz47.0Hz≤f＜47.5Hz47.5Hz≤f＜48.0Hz48.0Hz≤f＜48.5Hz48.5Hz≤f≤50.5Hz50.5Hz＜f≤51.0Hz51.0Hz＜f≤51.5Hzf＞51.5Hz根据光伏发电系统内光伏逆变器和无功补偿装置允许运7.2.2光伏发电系统内的光伏逆变器和无功补偿装置应在以下系统频率变化率范围内不脱网连续运a）在0.5s的滑窗时间内，频率变化率≤±2Hz/s；b）在1s的滑窗时间内，频率变化率≤±1.5Hz/s；c）在2s的滑窗时间内，频率变化率≤±1.25Hz/s。7.3电能质量适应性当光伏发电系统并网点的电压波动和闪变值满足GB/T12326、谐波值满足GB/T14549、间谐波值满足GB/T24337、三相电压不平衡度满足GB/T15543的要求时，光伏发电系统内的光伏逆变器和无功补偿装置应能正常运行。8电能质量光伏发电系统接入后，引起公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的规定。8.2电压波动和闪变光伏发电系统接入后，引起公共连接点的电压波动和闪变应满足GB/T12326的规定。8.3谐波与间谐波8.3.1光伏发电系统向所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的规定，其中光伏发电系统并网点向电力系统注入的谐波电流允许值按照光伏发电系统安装容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。8.3.2光伏发电系统接入后，引起公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的规定。8.4电压不平衡度光伏发电系统接入后，引起并网点的电压不平衡度应满足GB/T15543的规定。8.5直流分量光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。8.6监测与治理8.6.1通过10(6)kV电压等级并网光伏发电系统的公共连接点应装设满足GB/T19862要求的A级电能质量在线监测装置，电能质量监测数据应至少保存一年。8.6.2通过380V电压等级并网光伏发电系统的公共连接点应装设满足GB/T19862要求的电能质量在线监测装置或具备电能质量在线监测功能的设备，电能质量监测数据应至少保存一年。8.6.3当光伏发电系统的电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。9启停9.1光伏发电系统启动时所引起的电能质量变化应符合第8章的规定。9.2光伏发电系统启动时并网点电压和频率应满足7.1和7.2中的规定，否则不应启动。9.3通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，只有在接收到并网指令时，才应恢复并网。9.4通过380V电压等级并网的光伏发电系统，原则上宜经过一定延时时间后才能恢复并网，延时时间取值范围20s~5min。在电网检修或事故方式下，应符合9.3的规定。10继电保护10.1基本要求10.1.1光伏发电系统保护配置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并满足GB/T14285和GB/T33982中的相关规定。10.1.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应在并网点安装易操作、可闭锁、具有明显开断9点、带接地功能、可开断故障电流以及具备失压跳闸的开断设备。10.1.3通过380V电压等级并网的光伏发电系统，应在并网点安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的开关设备，开关设备应具备失压跳闸及检有压延时合闸功能，延时合闸时间应满足6.3的规定。10.1.3光伏发电系统并网点设备应按照GB/T50065的要求接地/接保护线。10.2线路保护通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，并网线路可采用电流保护，必要时加装方向元件。当依靠动作电流整定值和时限配合，不能满足可靠性和选择性要求时，宜采用距离保护或电流差动保护。10.3低/高电压保护光伏发电系统的低/高电压保护配置应满足6.1和6.2中的规定。10.4频率保护光伏发电系统的频率保护配置应满足7.2中的规定。10.5防孤岛保护10.5.1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应配置独立的防孤岛保护装置。10.5.2通过380V电压等级并网的光伏发电系统可通过配置独立的防孤岛保护装置或利用逆变器实现防孤岛保护。10.5.3光伏发电系统防孤岛保护动作时间不大于2s，且防孤岛保护应与电网侧线路和安全自动装置保护相配合。10.5.4光伏发电系统防孤岛保护应与其故障穿越要求相配合，且故障穿越能力比防孤岛保护具有更高优先级。10.6剩余电流保护通过380V电压等级并网光伏发电系统的剩余电流保护设置、动作电流和分断时间应符合GBT13955中的相关规定。11功率预测11.1通过10(6)kV电压等级并网、且装机容量≥6MW的光伏发电系统应具备0h~240h中期、0h~72h短期以及15min~4h超短期功率预测的能力，并向调度机构上报预测结果，数据上报频次和时间应符合GB/T40604相关规定。11.2光伏发电功率预测日前月平均准确率应不小于85%，月平均合格率应不小于85%；超短期功率预测第4h月平均准确率应不小于90%，月平均合格率应不小于90%。12电能计量12.1光伏发电系统接入电网前，应明确计量点，全额上网光伏发电系统应在产权分界点处设置发电计量点，自发自用/余电上网光伏发电系统应分别在产权分界点、光伏发电并网点和用户用电点处设置计量点。每个计量点均应配置一块电能表，其配置原则应满足DL/T448的要求。12.2电能表应采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T17215.321和DL/T614的要求。电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，电能表通信协议符合DL/T645或DL/T698.45要求，数据采集频度不应小于15min。12.3光伏发电系统并网前，电能计量装置应完成相关检测、安装和调试。13通信与信息13.1光伏发电系统与电网调度机构之间的通信方式和信息传输应符合GB/T36572的规定。13.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应通过电力调度数据网、光纤或无线专网与电网调度机构进行数据双向交互，通信规约应符合DL/T634.5104和DL/T634.5101中的规定。13.3通过380V电压等级并网的光伏发电系统，宜采用光纤、载波、RS-485和CAN总线等通信方式，采用无线公网通信时应满足信息安全防护要求。13.4通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应实时提供以下信息：a）模拟量：并网点电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数；b）状态量：逆变器运行状态、并网点开关、隔离开关和接地刀闸等设备状态、故障信息、远方终端状态信号和通信通道状态等信息；c）电能量：发电量、上网电量、下网电量；d）功率调节数据：有功/无功调节投退状态、调节上/下限、异常及告警等信号；e）功率预测信息；f）电能质量监测数据。13.5通过380V电压等级并网的光伏发电系统，应至少上传并网点电流、电压、有功功率、无功功率、发电量、开关状态以及保护动作信号信息至电网调度机构，采集频率不应低于15min。14仿真模型和参数14.1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应提供光伏发电单元、无功补偿装置、集电升压系统、控制系统的机电暂态和电磁暂态模型及参数。14.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统的机电暂态模型应满足GB/T32826中的规定，且应按照GB/T32892规定的方法进行模型验证评价，并提供模型验证及参数测试报告。14.3通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应提供封装的电磁暂态模型，封装模型应能适应不同的电磁暂态仿真平台和软件，并提供建模报告。14.4通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应提供短路电流计算模型。14.5通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应能跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并根据电网运行的具体情况，配合开展性能和参数优化工作。14.6通过380V电压等级并网的光伏发电系统应提供主要涉网设备的型号及参数、说明书和图纸，以及该型号设备可用于电网仿真计算的模型及参数。15并网检测15.1光伏发电系统接入电网前，光伏逆变器等主要光伏部件应通过性能测试，并提供部件检测报告。15.2光伏发电系统申请接入电网检测前，应提供光伏部件及光伏发电系统的参数、特性、控制系统和通信参数等资料。15.3光伏发电系统接入电网的检测点为光伏发电系统并网点。15.3通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应在并网运行后6个月内提供并网检测报告和模型验证评价报告。15.4当光伏发电系统内光伏逆变器等主要部件改变时，应重新提供部件检测报告。通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应重新进行并网检测。15.5光伏发电系统的并网检测应包括但不仅限于以下内容：a）无功容量和电压调节能力检测；b）有功功率控制和一次调频检测；c）低电压穿越和高电压穿越能力检测/评价；d）电能质量检测；e）运行适应性检测/评价；f）安全与保护功能检测。（资料性）并网点和公共连接点示例A.1光伏发电系统的并网点指光伏发电系统与电网的连接点，而该电网可能是公共电网，也可能是用户电网。A.2虚线框为用户电网，该用户电网通过公共连接点C与公共电网相连。在用户电网内部，有两个光伏发电系统，分别通过A点和B点与用户电网相连，A点和B点均为并网点，但不是公共连接点。在D点，有光伏发电系统直接与公共电网相连，D点是并网点，也是公共连接点。图A.1并网点和公共连接点示意图（资料性）控制系统响应性能曲线控制系统响应性能曲线见图B.1。t0——阶跃起始时间，单位为秒（stp——响应滞后时间，单位为秒（sr——响应时间，单位为秒s——调节时间，单位为秒（s图B.1控制系统响应性能曲线（资料性）光伏发电系统一次调频典型曲线光伏发电系统一次调频典型曲线见图C.1。其中，有功调频系数为20、死区为±0.03Hz、增加有功功率输出时最大有功调节量设定为6%rt，减少有功功率输出时最大有功调节量设定值为10%rt。rt——光伏发电系统有功功率，单位为兆瓦（MWrN——光伏发电系统额定功率，单位为兆瓦（MW）。图C.1光伏发电系统一次调频典型曲线（规范性）光伏发电系统三种控制模式D.1恒功率因数cosφ模式光伏发电系统运行在恒功率因数模式，其值在超前0.9～滞后0.9范围内连续可调，默认值为1。功率因数最小增量为0.01(Δcos=0.01）。D.2无功功率-电压Q(U)模式光伏发电系统运行在无功功率-电压模式，根据并网点电压自动调节其无功功率输出，电压测量误差最大不能超过额定电压的1%。D.3功率因数-有功功率cos(P)模式光伏发电系统运行在功率因数-有功功率模式，根据有功功率调整其无功功率输出。（规范性）光伏发电系统低电压穿越期间动态无功支撑能力E.1光伏发电系统在对称故障时的动态无功支撑能力应满足以下要求：a）当电力系统发生三相短路故障时，并网点电压正序分量低于标称电压的85％时，光伏发电系统应具备动态无功支撑能力。b）光伏发电系统动态无功电流增量应响应并网点电压变化，并满足公式（E.1）的要求：∆It≥K1×(0.85-Ut)×IN0≤Ut≤0.85E.1）式中：∆It——光伏发电系统注入的动态无功电流增量，单位为安（A）；K1——光伏发电系统动态无功电流比例系数，K1取值应不小于1.5，宜不大于3；Ut——光伏发电系统并网点电压标幺值；IN——光伏发电系统额定电流，单位为安（A）；c）电压跌落期间，光伏发电系统向电网注入的无功电流应为电压跌落前无功电流输出值I0与动态无功电流增量∆It之和，光伏发电系统无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电系统额定电流INd）自并网点电压跌落出现的时刻起，光伏发电系统动态无功电流响应时间应不大于30ms。自并网点电压恢复至标称电压90％以上的时刻起，光伏发电系统应在20ms内退出动态无功电流增量。E.2光伏发电系统在不对称故障时的动态无功支撑能力应满足以下要求：a）当电力系统发生不对称短路故障，并网点电压正序分量在标称电压的60%~85%之间时，光伏发电系统应能向电网注入正序动态无功电流以支撑正序电压恢复，从电网吸收负序动态无功电流以抑制负序电压升高。b）光伏发电系统正、负序动态无功电流增量应响应并网点电压变化，并满足公式（E.2）的要∆It+≥K2+×(0.9-Ut+)×IN0.